Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ КОМПОНОВКИ ШТАНГОВОЙ КОЛОННЫ - Патент РФ 2016185
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ КОМПОНОВКИ ШТАНГОВОЙ КОЛОННЫ
СПОСОБ КОМПОНОВКИ ШТАНГОВОЙ КОЛОННЫ

СПОСОБ КОМПОНОВКИ ШТАНГОВОЙ КОЛОННЫ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: при разработке нефтяных месторождений, позволяет повысить надежность компоновки штанговой колонны. Сущность изобретения: центраторы устанавливаются только на участках износа штанг и НКТ, их количество, тип и взаимное расположение вдоль колонны задаются исходя из фактических нагрузок, действующих на центраторы в процессе работы, их номинальных нагрузок и геометрического профиля ствола и определяются по приведенным формулам. 2 табл. 3 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2016185
Класс(ы) патента: E21B17/00
Номер заявки: 4953926/03
Дата подачи заявки: 13.06.1991
Дата публикации: 15.07.1994
Заявитель(и): Дмитриевский Анатолий Николаевич; Дубровский Дмитрий Александрович; Влюшин Владимир Егорович; Лесничий Виталий Федорович; Тахаутдинов Шафахат Фахразиевич; Залятов Марс Шайхразиевич; Закиров Сумбат Набиевич; Пантелеев Геннадий Владимирович
Автор(ы): Дмитриевский Анатолий Николаевич; Дубровский Дмитрий Александрович; Влюшин Владимир Егорович; Лесничий Виталий Федорович; Тахаутдинов Шафахат Фахразиевич; Залятов Марс Шайхразиевич; Закиров Сумбат Набиевич; Пантелеев Геннадий Владимирович
Патентообладатель(и): Дмитриевский Анатолий Николаевич; Дубровский Дмитрий Александрович; Влюшин Владимир Егорович; Лесничий Виталий Федорович; Тахаутдинов Шафахат Фахразиевич; Залятов Марс Шайхразиевич; Закиров Сумбат Набиевич; Пантелеев Геннадий Владимирович
Описание изобретения: Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и позволяет повысить надежность работы ШГНУ в сильно искривленных скважинах.
Известен способ компоновки штанговой колонны, включающий расстановку вдоль колонны центраторов на интервалах, где имеет место искривление ствола скважины. Однако данный способ требует установки значительного количества центраторов вдоль колонны в местах, где истирание фактически отсутствует, что ведет к дополнительным гидравлическим сопротивлениям при подъеме нефти, заметно утяжеляет собственный вес колонны штанг, усложняет и увеличивает стоимость ремонтных работ. Кроме того, в искривленных скважинах места максимального износа во многих случаях не совпадают с участками cтвола, имеющими максимальное искривление, что также снижает надежность защиты от истирания в искривленных скважинах при данном подходе к компановке колонны.
Целью данного изобретения является повышение надежности компоновки штанговой колонны при значительном сокращении затрат путем установки центраторов только в местах истирания штанг и НКТ и выбора необходимого типа и количества центраторов.
Данная цель достигается тем, что исходя из геометрии ствола скважины, предварительно определяют значения прижимающих усилий и числа Зоммерфельда по всей длине колонны штанг, выбирают участки с величиной числа Зоммерфельда, превышающего его критические значения, по которым определяют интервалы износа от муфт и штанг, затем выбирают интервалы износа для установки только скользящих центраторов, а на остальных интервалах износа размещают роликовые или роликовые и скользящие центраторы, предварительно определяя их количество и расстояние между ними, причем необходимое количество центраторов определяется из соотношения величин прижимающих усилий в колонне и номинальных нагрузок на центратор для данных условий эксплуатации.
Поэтому существенными отличиями предлагаемого способа является то, что центраторы устанавливаются только на участках износа штанг и НКТ, их количество, тип и взаимное расположение вдоль колонны задаются исходя из фактических нагрузок, действующих на центраторы в колонне в процессе работы, номинальных нагрузок и геометрического профиля ствола.
Таким образом у предлагаемого способа появляется новое свойство - повышение надежности компоновки колонны штанг при снижении затрат.
Принципиальная схема компоновки штанговой колонны представлена на фиг. 1, где 1 - станок-качалка; 2 - насосные штанги; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - роликовый центратор; 5 - скользящий центратор; 6 - скребок-ограничитель; 7 - насос; 8 - муфта; d1 - диаметр роликового центратора; d2 - диаметр скользящего центратора.
Реализация предлагаемого способа заключается в следующем. Предварительно по известным геометрическим параметрам профиля ствола скважины и технологическим параметрам насосной установки (глубина подвески насоса, динамический уровень, число качаний и другие) определяют значения прижимающих усилий. Затем выбирают участки колонны, по которым определяют интервалы износа от муфт и штанг по значениям номинальных прижимающих усилий на муфтах и штангах, которые определяются путем статистической обработки расчетных и фактических данных об истираниях по группе аналогичных скважин. После определения фактических интервалов износа (фиг.2) выбирают участки, на которых истирание можно предотвратить установкой только скользящих центраторов, при этом на каждой штанге должно выполняться условие
LRмNLG, где LR - длина штанги, м; LG - длина скользящего центратора, м; N - необходимое количество скользящих центраторов, устанавливаемых на одной штанге; КМ - предельный коэффициент установки скользящих центраторов на одной штанге (данные коэффициент задается исходя из следующих соображений: экономических (например, суммарная стоимость устанавливаемых скользящих центраторов не должна превышать стоимости роликового центратора), надежности (например, дополнительное отложение парафинов); необходимости установки скребков и т.д. и обычно он может изменяться в пределах от 4 до 10.
Необходимое количество центраторов скользящего типа, устанавливаемых на рассматриваемой штанге вычисляют по следующим выражениям:
- при отсутствии касания штанг о НКТ
N= +1
- при наличии участка касания штанг о НКТ (фиг.2)
N= (1) где Fm - усилие на муфте, Н; FG - номинальное усилие на одном скользящем центраторе, Н; FR - прижимающее усилие на единицу длины штанги участка касания, Н/м; LU - длина участка касания штанги о НКТ, м; [...] - целая часть значения. Значения Fm, FR и LU определяются при расчете прижимающих усилий в колонне штанг на каждом интервале (фиг.2).
На фиг.3 дан участок компоновки штанговой колонны центраторами, где 8 - группа роликовых центраторов, 9 - скользящие центраторы, 10 - штанга стандартной длины, 11 - укороченная штанга.
На интервалах износа, не удовлетворяющих условию (1), устанавливают роликовые или роликовые и скользящие центраторы, причем количество роликовых центраторов, устанавливаемых на стыке штанг (фиг.3), определяют из соотношения
NR= +1, , где FGS - номинальное прижимающее усилие на один роликовый центратор, Н. Значения FGS и FG, известные априори, задаются исходя из прочностных характеристик конструкции центратора и времени, необходимого для предотвращения истирания (например, межремонтный период).
Расстояние L (фиг.3) до соседних роликовых центраторов больше или равно длине штанги, если на рассматриваемом участке выполняются следующие два условия: 2 >LR (т.е. муфта, следующая после роликового центратора, не касается лифтовых труб) или 2 >LR (т.е. штанга, следующая после роликового центратора, не касается лифтовых труб), при этом между роликовыми центраторами скользящие не устанавливаются; 2 >LR и между роликовыми центраторами уcтанавливаютcя cкользящие при выполнении уcловия (1) для рассматриваемой штанги (фиг.3), где количество скользящих центраторов определяется из выражения
N= (значение выражения , есть расстояние от центратора до места касания штанг о НКТ).
В противном случае расстояние до соседних роликовых центраторов не превосходит величины
L<2> , , где L - расстояние до следующей группы роликовых центраторов, м (фиг.3). (т.е. устанавливается короткая штанга, на которой скользящие центраторы отсутствуют фиг.3).
П р и м е р. Рассмотрим скважину 10069 Ромашкинского месторождения НГДУ Альметьевнефть, имеющую систематические протирания НКТ в прсоцессе работы. Данная скважина имеет следующие технологические и геометрические параметры: глубина подвески насоса - 1130 м; обводненность добываемой нефти, доли - 0,1; плотность воды, кг/м3 - 1013; плотность нефти, кг/м3 - 860; вязкость воды, Па˙с - 0,001; вязкость нефти, Па˙с - 0,002; устьевое давление, МПа - 1; забойное давление, МПа - 15; расстояние до динамического уровня, м - 797; внутренний диаметр НКТ, м - 0,062; диаметр насоса, м - 0,043; длина хода, м - 1,7; число качаний в минуту - 4,5; диаметр и длина муфт, м - 0,046, 0,1 до 500 м штанги диаметром 0,022 м, далее 0,019 м; номинальная нагрузка на роликовый и скользящий центратор, Н - 2000, 150; номинальное прижимающее усилие на муфте и штанге 4004 100 Н/м, длина одной штанги 8 м. Инклинометрические данные приведены в табл.1.
Результаты определения компоновки штанговой колонны по предлагаемому способу приведены в таблице 2.
При компоновке штанговой колонны для рассматриваемой скважины по известному способу, необходимо устанавливать роликовые центраторы практически между каждой парой штанг, при этом значительная их часть имела бы укороченную длину.
Экономическая целесообразность предложенного способа компоновки штанговой колонны определяется тем, что она позволяет заметно уменьшить устанавливаемое количество центраторов, сократить время проведения ремонтных работ и повысить межремонтный период.
Формула изобретения: СПОСОБ КОМПОНОВКИ ШТАНГОВОЙ КОЛОННЫ, включающий установку по длине колонны штанг роликовых и скользящих центраторов, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности компоновки, определяют значения прижимающих усилий штанг и муфт по длине колонны и по их значениям устанавливают интервалы износа, при отсутствии касания штанг о насосно-компрессорные трубы (НКТ) определяют количество скользящих центраторов по следующей зависимости:
N= +1,
где N - количество скользящих центраторов;
Fм - усилие на муфте;
FG - номинальное усилие на одном скользящем центраторе,
а при наличии касания штанг о НКТ количество скользящих центраторов определяют по зависимости
N=
при выполнении условия
LG · N < LU,
где LG - длина скользящего центратора;
LU - длина участка касания штанги о НКТ,
и по зависимости
N= +1
в остальных случаях скользящие центраторы устанавливают на интервалах износа, удовлетворяющих зависимости
LR > KM N LG,
где LR - длина штанги;
KM - предельный коэффициент установки скользящих центраторов на одной штанге;
на остальных интервалах износа устанавливают роликовые или роликовые и скользящие центраторы, количество роликовых центраторов определяют по зависимости
NR= +1,
где NR - количество роликовых центраторов;
FGS - номинальное прижимающее усилие на один роликовый центратор,
причем при выполнении условия
2 >LR или 2 >LR,
где R - радиус кривизны рассматриваемого участка;
d1 - разность диаметров роликового центратора и муфты;
d2 - разность диаметров роликового центратора и штанги,
устанавливают только роликовые центраторы на расстоянии, большем или равным длине штанги, при невыполнении указанного условия на штанги между роликовыми центраторами устанавливают скользящие центраторы при соблюдении условия
LR > KM N LG,
в противном случае на штанге устанавливают дополнительные роликовые центраторы на расстоянии от остальных не более 2, причем количество скользящих центраторов, устанавливаемых между роликовыми центраторами, определяется по зависимости
N= + 1 .