2.2. Механическое моделирование работы насосно-компрессорных труб

Довольно значительная часть подземных ремонтов скважин (ПРС) связана с неполадками НКТ. Только в 1988 г. в объеди­нении "Башнефть" проведено 708 ремонтов, связанных с утеч­ками в НКТ (около 5% от общего количества ПРС). Около 55% составили утечки в резьбовой части, остальные - по телу НКТ. Такое распределение видов утечек характерно для всех НГДУ. Наибольшее количество ремонтов из-за утечек отмечено в НГДУ "Южарланнефть", наименьшее - в НГДУ "Арланнефть", "Уфа-нефть". В остальных НГДУ доля ремонтов из-за утечек нахо­дится примерно на одном уровне.

Анализ утечек по заводам-изготовителям показывает, что наибольшая аварийность характерна для НКТ производства Азтрубзавода, Руставского завода (табл. 6). По всем заводам-изготовителям сохраняется преобладание утечек в резьбовой части НКТ [5].

Как показали выборочные проверки, основные причины утечек в резьбовой части - это коррозия, дефекты изготовления и эксплуатации, а также работа НКТ в сложнонапряженном сос­тоянии в ННС. Структура утечек приведена на рис. 9.

Утечки по телу НКТ наблюдаются по трем причинам: скрытые заводские дефекты, истирание тела НКТ штангами в наклонно направленных скважинах и коррозия. Из-за коррозии произошло около 90% ремонтов, связанных с утечками по телу НКТ.

Для защиты колонн НКТ рекомендуются ингибиторы коррозии типа К-2175, коррексид 7798, Нефтехим, Викор-1, Урал-2. Пе­риодическая заливка ингибитора К-2175 позволила сократить

Таблица 6

Распределение ремонтов, связанных с утечками в НКТ, по заводам-изготовителям (данные 1988 г.)

Показатели	Завод-изготовитель							Всего
	Азов­ский труб ный	Рустав-ский	Нижне-днепро петров­ский	Перво ураль­ский	Каменск -Ураль­ский	Зару­беж­ные	Изгото­витель не ус­танов­лен
Всего ремонтов	125	121	117	29	17	82	148	709
В том числе: из-за утечек по резьбовой части НКТ	66	68	74	17	7	52	79	386
из-за утечек по телу трубы	62	53	43	12	10	30	69	322
Аварийность в расчете на 1000 м НКТ	0,29	0.21	0.15	0,02	0,19	0,09	-	0,18

число ПРС из-за утечек в теле НКТ в 4 раза (НГДУ "Чек-магушнефть").

Анализ аварийности по новым НКТ (со сроком службы до 5 лет) показал, что из-за отсутствия опрессовки при проведении входного контроля труб происходит дополнительно до 3% "лиш­них" ремонтов от общего количества ПРС. Коррозионное разру­шение характерно для НКТ всех заводов. Наиболее подвержены коррозии трубы Нижнеднепропетровского трубопрокатного заво­да, затем - японские и австрийские. Отклонение геометриче­ских параметров резьбы приводит к ее размыву на трубах. Вы­сок процент таких дефектов у труб Сумгаитского, затем Нижне­днепропетровского, Руставского, Каменск-Уральского заводов. Следует отметить высокое качество резьбовых соединений им­портных труб.

Существенный резерв сокращения подземных ремонтов - пред­упреждение спуска в скважины дефектных труб. Для этого не­обходимо проводить входной контроль НКТ. Методы и средства входного контроля качества НКТ даны в разработанном БашНИПИнефтью СТО 03-136-89 "Штанги насосные, трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Порядок проведения входного контроля". На продолжительность безотказной работы НКТ зна­чительное влияние оказывают условия работы насосно-компрессорных труб в ННС, оценить которые в промысловых ус­ловиях крайне затруднительно либо вообще невозможно. Поэтому с целью повышения эффективности работы НКТ на искривленных участках скважины важное значение приобретают эксперимен­тальные исследования по оценке влияния отдельных факторов [16].

Рис. 9. Структура утечек в подземной части УСШН

Опыт эксплуатации колонн НКТ показывает, что в качестве основных факторов, определяющих условия их работы примени­тельно к искривленным участкам ствола скважины, следует признать изменяющиеся во времени осевые нагрузки, вызывающие линейные деформации, давление рабочей среды, а также обус­ловленную искривлением ствола скважины деформацию от изгиба.

Применительно к эксплуатации скважин с помощью штанговых скважинных насосов растягивающая нагрузка, действующая на муфтовое соединение НКТ на глубине Я, согласно [12] определяется по формуле

(16)

где L - длина колонны насосных штанг; q_m - вес 1 м НКТ; ρ -

плотность жидкости; р_у - давление на устье скважины; F -площадь кольцевого сечения над плунжером насоса.

Моделирование осевых нагрузок, действующих на колонну НКТ, возможно с помощью силового гидроцилиндра, в котором необходимо создать давление

(17)

где F_ц - площадь рабочей поверхности поршня гидроцилиндра; P₀ - давление внутри образца НКТ; F_m - площадь проходного сечения образца НКТ.

Давление внутри образца НКТ

(18)

Линейное удлинение насосных штанг и НКТ можно определить по формуле

(19)

где g - ускорение свободного падения; Е - модуль упругости I рода для материала штанг и труб; L_ш, L_т - длина штанг и труб соответственно; f_ш, f_т - площадь сечения по металлу штанг и труб соответственно.

С учетом выражений (16) и (19) линейную деформацию образца НКТ со штоком гидроцилиндра можно определить как

(20)

где L₀ , L_шт - длина образца НКТ и штока гидроцилиндра соответственно; f₀, f_шт - площадь сечения по металлу образца НКТ и штока цилиндра соответственно.

Среднюю скорость движения головки балансира при ходе на величину S' можно рассчитать так:

(21)

где п - число качаний балансира в минуту.

Тогда время погружения муфтового соединения колонны НКТ на глубине Н составит

(22)

С учетом (21) выражение (22) примет вид

(23)

Рис. 10. Схема стенда для исследования работы труб в ННС

Для исследования работы труб в ННС спроектирован лабора­торный стенд, в котором образец НКТ 9 с муфтовым соединением 7 устанавливается шарнирно в опоры 5 и 10 (рис. 10). Стенд монтируется на станине 21. Ручным насосом 2 из резервуара 1 во внутреннюю полость образца 9 через заглушку 4 нагнетается рабочая жидкость, давление которой контролируется манометром 3. Образец трубы изгибается винтовой опорой 6, выполненной совместно с накопителем 8 для сбора жидкости. Плунжерный на­сос 17 нагнетает масло из резервуара 18 в гидроцилиндр 13, управляемый золотниковым устройством 19 и диафрагмами 20. При создании избыточного давления в левой полости гидроци­линдра 14 через шток 11 и заглушку передается растягивающая нагрузка на образец, а при создании избыточного давления в правой полости образец сжимается. Регулятор давления 16 по­зволяет в процессе работы создавать в гидросистеме норми­руемое давление, т.е. регулировать осевую нагрузку. Аккуму­лятор давления 15 сглаживает его колебания, возникающие

вследствие неравномерности работы насоса 77 и гидроцилиндра 13. Давление в гидросистеме контролируется манометрами 3, 12 [16].

Стенд позволяет использовать результаты исследования на модели для прогнозирования работы колонны НКТ в искривленном участке ствола скважины.