Технологические проблемы эксплуатации скважин в осложненных условиях

• Автор: Чубанов, Отто Викторович
• Шифр специальности: 05.15.06
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 1978
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 290 c. : ил

ВВЕДЕНИЕ
Программа коммунистического строительства, намеченная ХХУ съездом КПСС, предусматривает значительную интенсификацию в развитии нефтяной промышленности. В основном это будет достигнуто за счет месторождений Западной Сибири при условии стабилизации добычи нефти на старых разрабатываемых месторождениях. В целом по отрасли значительная часть нефти добывается механизированными способами эксплуатации газлифтом, штанговыми и электроценгробекными насосами и др В основном указанные насосные средства работают в осложненных условиях эксплуатации.
К осложненным условиям относятся те, которые приводят к уменьшению коэффициента полезного действия технологических процессов и используемого оборудования в нефтедобыче. Осложненные условия эксплуатации скважин можно классифицировать

1. Технологические осложнения

осложнения, связанные с фильтрационной характеристикой призабойной зоны наличие начального градиента, обусловленного свойствами добываемой нефти, выделением газа в пористой среде и парафина, образованием эмульсий и т.д.
осложнения, имеющие место в стволе скважины от фильтра до насосного оборудования образование песчаных пробок,
осложнения в работе насосного оборудования, приводящие к низкому КПД и надежности интенсивный износ, связанный с наличием абразивных частиц, влияние газа,неньютоновский характер жидкости, эмульсии, парафинообразование.
2. Осложнения, связанные с недостаточной исходной информацией для прогноза основных технологических параметров и выбора оборудования
прогнозирование возможных осложнений. Здесь трудности возникают в связи с недостатком информации по исследованию. Любая даже незначительная остановка скважины может привести к осложнениям заклинивание глубинных насосов, перекрытие фильтра осевшим песком, забивание выкидных линий высоковязкой нефтью и т.д. Поэтому прогноз здесь необходимо осуществлять по косвенной информации опыта эксплуатации
осложнены все методы расчета основных показателей режима работы скважины. Это приводит к трудностям при проектировании эксплуатации скважин оптимизации работы действующего фонда скважин и выборе геологотехнических мероприятий и их технологии. Здесь трудность заключается еще в том, что необходимо иметь комплекс расчетных методов, адекватный задачам проектирования режимов эксплуатации и выбора оборудования на всех этапах разработки нефтяных месторождений технологическая схема, проект разработки, оптимизация работы фонда скважин и т.д
Проблема повышения показателей эффективности основных технологических процессов добычи нефти в осложненных условиях ванна для всех нефтяных районов страны. Увеличение надежности оборудования, повышение межремонтного периода приводит к резкому сокращению значительных затрат, особо характерных для месторождений со сложными климатическими условиями, к увеличению добычи нефти. Мероприятия по оптимизации технологических режимов на значительном эксплуатационном фонде также дают значительный эффект.
Актуальность


Актуальность этой проблемы определяется тем, что уже в настоящее время разработка целого ряда месторождений Казахстана, Коми АССР, Удмуртии, Западной Сибири, Азербайджана происходит в условиях указанных осложнений. Сохранение величины утечки для случая большого зазора может достигаться существенным увеличением вязкости жидкости гидрозащиты. Если не удается достичь высокой вязкости жидкости защиты например, в случае использования нефти самой скважины, то расчет коэффициента заполнения насоса необходимо вести по приведенным уточненным зависимостям 7. Применение неньютоновских жидкостей для гидрозащиты преследует цель уменьшение утечки пластовой жидкости в зазоре насоса. Высокие реологические константы вязкопластичных жидкостей обеспечивают хорошее уплотнение между плунжером и цилиндром глубинного штангового насоса Т7, , , 3, 6, 7, 7. Н высота подъема. Данная зависимость представлена на рис. Параметр А возрастает с увеличением реологической константы Т0 . Параметр I определяет высоту подъема жидкости т. Н в . Из рис. Я 0 утечка вязкопластичной жидкости равна нулю, а при Я Ю расход вязкопластичной жидкости почти не отличается от вязкой. Эти элементарные соображения показывают, что неньютоновские жидкости успешно могут быть использованы для уплотнения зазора пары плунжерцилиндр. В процессе работы глубинного насоса плунжер совершает многократное перемещение из крайне верхнего в крайне нижнее положение до тысяч в сутки. Часть жидкости гидрозащиты при ходе плунжера вниз остается на стенке цилиндра. При ходе вверх жидкость гидрозащиты подвергается размыву пластовой жидкостью. Процесс размыва жидкости гидрозащиты изучался экспериментально. Схема стенда представлена на рис.