При обработке призабойной зоны рабочая жидкость подается на забой, как известно, неравномерно, вследствие того, что агрегаты снабжены поршневыми насосами. Как правило, изменяющаяся амплитуда давления жидкости срабатывает в забойном импульсном устройстве, в результате чего в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) создаются продольные колебания. По мере распространения колебаний жидкости амплитуда их уменьшается. Для данных условий это связано с диссипативными процессами, называемыми вязкостью и теплопроводностью среды, влиянием стенок, а также рассеянием на неоднородностях. Получены выражения для определения вынужденных динамических перемещений и растягивающих напряжений в каждом сечении колонны НКТ, по которым построены графические зависимости. В результате анализа приведенных кривых было установлено, что применение забойных импульсных устройств с большей площадью сопротивления потоку жидкостной струи уменьшает надежность колонны НКТ, причем это зависит прямо пропорционально как от конструктивных особенностей устройства, так и от расхода нагнетаемой жидкости в пласт. Также выявлено, что надежность колонны НКТ повышается в 1,8 раза при использовании пакера для оборудования забоя обрабатываемой скважины.
When treating the bottomhole zone, the working fluid is supplied to the bottom unevenly due to the fact that the units are equipped with piston pumps. The changing amplitude of the liquid pressure is triggered in the pulsed downhole device. As a result, longitudinal oscillations are created in the tubing string. As the oscillations of the liquid propagate, their amplitude decreases. For these conditions, this is due to dissipative processes, which are called viscosity and thermal conductivity of the medium, the influence of the walls, and also scattering by inhomogeneities. We obtained expressions for determining the forced dynamic displacements and tensile stresses in each section of the tubing string, on which graphical dependences are plotted. As a result of the analysis of these curves, it was found that the usage of pulsed downhole device with a larger area of resistance to the flow of a liquid jet reduces the reliability of the tubing string, and it depends directly on both the design features of the device and the flow rate of fluid pumped into the formation. We also revealed that the reliability of the tubing string is increased by 1,8 times when using a packer for the equipment of the bottomhole of the treated well.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.