авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Совершенствование технологии эксплуатации малодебитных и высокообводненных добывающих скважин механизированного фонда

-- [ Страница 2 ] --
Место обрыва штанги Месяц Кол-во случаев % от общего кол-ва расследований обрывов
1 2 3 4 5 6 7
1 До 250 мм от галтельной части 10 11 13 17 14 10 17 92 70
2 От 250 до 500 мм от галтел. части 2 - - 1 3 3 - 9 7
3 От 500 до 1000 мм от галтел. части 1 - - - 2 - 1 4 3
4 От 1000 до 2000 мм от галтел. части - - 1 2 - 1 - 4 3
5 До 3000 мм от галтел. части - - 1 1 1 1 2 6 4,5
6 До 4000 мм от галтел. части - - - - 2 - - 2 2
7 Муфта - 2 - 1 - 2 1 6 4,5
8 Переход от резьбы до галтел. части - - - - - - - 0 0
9 Ниппельная часть 2 1 - 3 - 1 1 8 6
Всего расследованных обрывов 15 14 15 25 22 18 22 131 100

Следовательно, конструкция штанги при ее работе в наклонно направленных скважинах не обеспечивает условие равнопрочности и требует своего совершенствования и совершенствования технологии изготовления.

Как показало изучение статистики обрывов штанг в интенсивно искривленных скважинах, большинство обрывов происходит либо на участках резкого искривления профиля скважины, либо в нижней части колонны штанг. Основное число обрывов штанг происходило на расстоянии от 0 до 250 мм от конца штанги.

Во второй главе рассмотрена технология упрочнения насосных штанг с повышенной коррозионно-усталостной прочностью.

При эксплуатации насосные штанги подвергаются совместному воздействию циклических нагрузок и коррозионной среды, что приводит к возникновению коррозионно-усталостных трещин. Недостаточный ресурс работы штанговых колонн обуславливает необходимость поиска экономически приемлемых путей повышения предела коррозионной усталости. Эффективным является использование высоколегированных сталей. Однако их значительная стоимость делает этот метод малодоступным для широкого применения. При производстве насосных штанг остаточные напряжения могут быть созданы специальными видами термообработки, дробеструйной обработкой, упругопластическим деформированием (пластическим растяжением, пластическим скручиванием, пластическим растяжением со скручиванием) и обкаткой.

Также известна технология упрочнения насосных штанг «Ротермикс». Отличие этой технологии от стандартной для штанг дробеструйной обработки заключается в комплексном термомеханическом воздействии на поверхностный слой. Эффективность технологии установлена при стендовых испытаниях на коррозионную усталость. Испытания проводились путем нагружения испытуемого образца, помещенного в коррозионную среду (3 %-ный водный раствор NaCI), с частотой 30 Гц круговым консольным изгибом. Технология «Ротермикс» на низколегированной стали марки 35Г2 обеспечила повышение -1 по сравнению со стандартной технологией упрочнения в 1,6 раза. Применение этой новой технологии позволило повысить предел коррозионно-усталостной прочности в 1,4 раза даже по сравнению с существенно более легированной и более прочной сталью марки 15Х2ГМФ. Стоимость этих сталей различается на 15 %.

Можно ожидать, что применение технологии «Ротермикс» для сталей более высокого класса (например марки 15Х2ГМФ) приведет к еще более высоким значениям предела коррозионно-усталостной прочности.

Следует отметить, что результаты стендовых испытаний полностью объясняются общепризнанной теорией циклической прочности сталей.

Понятно, что детали, подвергающиеся длительной повторно-переменной нагрузке, разрушаются от усталости при напряжениях, значительно меньших предела прочности материала при статическом нагружении. Поэтому показатели статической прочности, т.е. временное сопротивление в и предел текучести 0,2 или т, не пригодны для расчетов на прочность таких деталей.

Расчеты в этих случаях проводят по показателю циклической прочности пределу выносливости -1. Типичным примером изделий, работающих на усталость, являются насосные штанги, применяемые в качестве передаточного звена от станка-качалки (привода) к штанговому насосу плунжерного типа. В течение каждого рабочего цикла штанги испытывают переменные растягивающие и изгибающие нагрузки. Число циклов нагрузок, которые металл выдерживает до разрушения, зависит от максимального напряжения mах и амплитуды цикла а: а = (mах min)/2. По мере уменьшения величины напряжения число циклов, вызывающих разрушение, увеличивается и при некотором достаточно малом напряжении становится неограниченно большим. Это напряжение, называемое физическим (истинным) пределом выносливости (-1), лежит в основе прочностного расчета деталей. Однако для многих металлов и сплавов не существует истинного предела выносливости. Это значит, что и после осуществления весьма большого числа циклов (106...108) наблюдается дальнейшее медленное снижение разрушающего напряжения. В этих случаях определяют условный предел выносливости, т.е. такое напряжение, при котором образец не разрушается за определенное число циклов, называемое базой испытаний. Для насосных штанг за такое число циклов принята величина 5х106 (ГОСТ 13877-96). При усталости деталь разрушается вследствие возникновения и развития усталостных повреждений.

Известно, что повысить усталостную прочность деталей можно конструкторскими и технологическими методами. К конструкторским методам относятся, во-первых, придание детали форм, благоприятных для циклической прочности, и, во-вторых, применение более выносливых материалов.

Применительно к насосным штангам первый путь давно уже полностью исчерпан. Второй путь является возможным, но практически малоприемлемым, т.к. для повышения выносливости штанг необходимо применение сталей, высоколегированных такими дорогостоящими металлами, как хром, молибден и, в особенности, никель. Хорошо зарекомендовали себя стали 20Н2М, 15НЗМА, 15Х2НМФ, однако широкое применение их сдерживают значительные цены на легирующие.

Насосные штанги в реальных условиях находятся в коррозионно-активной пластовой жидкости и нагружены циклическими растягивающей и изгибающей нагрузками с частотой цикла 0,017... 0,200 Гц (1...12 качаний в минуту). Именно это обуславливает коррозионно-усталостный механизм разрушения штанг. Однако в настоящее время показатели усталостной прочности штанг (допускаемое приведенное напряжение и предел коррозионно-усталостной прочности) ни международным стандартом API Spec 11B, ни отечественным ГОСТ 13877-96 не нормируются и заводами-изготовителями не определяются.

В третьей главе рассмотрены профилактические меры по нейтрализации факторов негативного влияния на подземное оборудование скважин.

Расчет нагрузок и исследование механизма разрушения насосов в интенсивно искривленных скважинах показали, что в них возникают значительные дополнительные напряжения, которые в традиционных расчетах не учитываются. Без учета их невозможно исследовать, выявить, моделировать механизм разрушения и, соответственно, обосновать меры по защите оборудования, а также оптимизировать работу глубинных насосов.

Новые нагрузки резко усиливают разрушительное воздействие изгибов, кручения и вибрации. На указанных аварийных участках интегрируется рост показателей трения, осложненного повышением температуры, отложениями механических примесей, всплеском роста кристаллов солей.

При сильнообводненной нефти такие параметры, как вязкость нефти, качество смазки, толщина смазочного слоя, коэффициент трения трущихся поверхностей, могут иметь кратные различия и специфические особенности относительно безводной. В условиях скважины при незначительных величинах зенитного угла, прижимающих сил в период безводной эксплуатации штангового насоса сила трения F имеет очень малые значения. Сила трения существенна, если она сравнима с весом единицы длины штанг и превышает примерно 10 % веса штанги. При снижении динамического уровня жидкости ниже приёма насоса и при прорывах газа возможно сухое трение. Это наиболее опасный и разрушительный режим, который сопровождается заеданием трущихся тел, повышенным износом труб и штанг. Если в продукции скважины, в которой пара трения «труба штанга» работает в режиме сухого трения, содержится большое количество пластовой воды и агрессивных газов, характер износа может стать интенсивным.

Использование центраторов и других предохранительных устройств в интенсивно искривленных скважинах приводит к росту сил гидродинамического трения, которые особенно велики при добыче высоковязкой нефти. Для расчета сил гидродинамического трения используют известные методы A.M. Пирвердяна, который получил формулу для случая гладкой, т.е. безмуфтовой, штанги и при отсутствии движения жидкости в трубах. В последующие годы А.Р. Каплан дополнительно разработал методику расчета режима движения жидкости в трубах с некоторой скоростью, соответствующей среднему дебиту скважины. Позже М.Д. Валеев экспериментально определил коэффициенты, учитывающие эксцентричное расположение штанг в НКТ. Ламинарное течение вязкой жидкости между двумя штанговыми муфтами, неподвижными и эксцентрично расположенными в НКТ, рассматривалось в работах Я.В. Шевелева.

В результате исследования образцов аварийно разрушенных штанг и насосов было установлено, что основными факторами ускоренного износа штанг, НКТ и насосов являются:

  • дополнительные напряжения от трения, изгиба, кручения, вибраций, возникающие на интенсивно искривленных участках скважин;
  • потеря устойчивости штанговых колонн вследствие дополнительных изгибов и вибраций, возникающих на интенсивно искривленных участках скважин;
  • истирание муфт штанг и НКТ при их контакте на интенсивно искривленных участках скважин;
  • односторонний износ плунжера и цилиндра насоса.

Выполненные патентные и промысловые исследования по теме диссертации выявили причины и механизм повышенной аварийности скважинного оборудования (насосов) истирающего фонда. Результаты исследования причин и механизма разрушения УСШН показали, что важнейшей причиной отказов насосов является интенсивное искривление скважин, снижающее долговечность оборудования в 3,0…8,5 раза. В интервалах интенсивно искривленного ствола напряжения в штангах резко возрастают за счет дополнительного действия сил трения, изгибов, крутящих моментов и могут превысить предельно допустимые значения.

Анализ особенностей различных типов скважин и разработка классификации наклонно направленных скважин показали, что крайне необходимо защищать оборудование прежде всего именно в интенсивно искривленных интервалах скважин, например путем использования центраторов (рисунок 4).

Тем не менее, некоторые технические условия трудно оптимально совместить в одном центраторе. Например, в центраторе скольжения конструкции ВНИИТнефть, выполненном в виде пропеллера, достигнуто минимальное гидравлическое сопротивление, но явно недостаточны изнашиваемый объем и прочностные характеристики винтообразного центратора.

  Конструкции штанговых центраторов Для увеличения периода безаварийной-2

  Конструкции штанговых центраторов Для увеличения периода безаварийной-3

Рисунок 4 Конструкции штанговых центраторов

Для увеличения периода безаварийной эксплуатации штанг в наклонно направленных скважинах испытан центратор шарнирного типа. Известны шарнирные центраторы конструкций объединения «Белоруснефть», КогалымНИПИнефть и НИЦ НК «ЛУКОЙЛ».

Расчет мест установки центратора выполняется по специально разработанной для этих целей компьютерной программе, например «Насос» (руководитель проф. К.Р. Уразаков). Программа позволяет определить оптимальное место установки центраторов и их количество в скважине.

В четвёртой главе рассмотрены методы и устройства для предотвращения механокоррозионного износа, образования и накопления твёрдых отложений в ГНО в интенсивно искривлённых скважинах.

В частности, рассмотрена возможность использования канатной подвески и предохранительных устройств в скважинах повышенной кривизны.

Для повышения эффективности работы штангового глубинного насоса, снижения изгибающих усилий в колонне насосных штанг, снижения износа штанг, муфт и участков колонны НКТ в интервале глубин набора кривизны, улучшения динамических характеристик штанговой колонны, повышения ее долговечности и упрощения конструкции соединительной муфты разработано соединительное устройство насосных штанг, содержащее составной корпус, связанный подвижным соединением. Составные части корпуса выполнены полыми, соединение нижней и верхней составных частей корпуса выполнено в виде каната стального с двойной свивкой с металлическим сердечником. Концы верхних свивок каната устанавливаются в конические отверстия составных частей корпуса, запираются клиновыми вставками с глухими отверстиями под концы проволок каната, фиксируются резьбовыми пробками и контрятся штанговыми полумуфтами. На рисунке 5 изображена схема соединительного устройства насосных штанг.

1, 2 верхняя и нижняя штанги; 3, 9 верхняя и нижняя полумуфты;

5, 7 верхний и нижний корпуса; 4, 8 резьбовые пробки; 6 трос;

10 – клиновые вставки

Рисунок 5 Схема соединительного устройства насосных штанг

Другое разработанное соединительное устройство насосных штанг, также предназначенное для снижения деформаций изгиба и кручения (рисунок 6), содержит верхнюю 1 и нижнюю 2 составные части корпуса и устанавливается между насосными штангами.

Устройство работает следующим образом. При возникновении на участках искривления ствола скважины изгибающих усилий верхняя 1 и нижняя 2 части составного корпуса, а вместе с ними насосные штанги центрируются в колонне НКТ, снижая напряжения от изгиба штанг и длину касания трущихся элементов, предотвращая взаимный износ НКТ и штанг и утечки в насосах.

С целью обеспечения поочерёдной откачки воды и нефти из высокообводнённых скважин и предупреждения эмульгирования нефти в скважинах разработано устройство (патент РФ № 65119).

Последовательная откачка насосом воды, а затем нефти позволяет
предупредить их совместное движение в рабочих органах насосов и образование стойких эмульсий. Преимуществом устройства также является снижение затрат средств на разрушение эмульсии и дополнительные ремонты скважинных насосов (рисунок 7).

Также при участии автора разработано устройство (патент РФ № 65121), которое может быть использовано для интенсификации добычи нефти бесштанговыми насосами в сложных геологических условиях.

На рисунке 8 схематически изображена установка для добычи нефти.

1 центробежный насос; 2 электродвигатель; 3 кабель в сборе;

4 колонна насосно-компрессорных труб; 5 металлические пояса;

6 электрод; 7 диэлектрический центратор; 8 кабель бронированный;

9 – сборка диодная; 10 уплотнительное устройство; 11 трансформаторная

комплексная подстанция

Рисунок 8 Схема установки для добычи нефти

Установка работает следующим образом. Выше погружного центробежного насоса 1 под действием электрического поля вода, эмульгированная в нефти и содержащая растворы солей, вследствие вторичных электрических реакций разлагается на молекулы водорода Н2 из атомов Н на катоде и молекулы кислорода О2 из радикалов ОН на аноде. Под действием внешнего источника тока (образовавшегося вследствие перекоса фаз, связанного с их несимметричностью из-за разности сопротивлений обмоток) с последующим выпрямлением с помощью диодной сборки 9 создаются условия разгазирования воды, эмульгированной в нефти, вследствие её электролитического разложения с образованием газовой фазы, препятствующей отложению гидратов и солей на поверхности колонн и образованию высокодисперсной газожидкостной смеси пониженной плотности. На электроде 6, подключенном к аноду, будут происходить реакции окисления. Коррозия будет происходить именно на этом электроде, обеспечивая эффект катодной поляризации. Одновременно решается задача предотвращения соле- и парафиногидратоотложений на установке погружного центробежного насоса и внутренней поверхности обсадной колонны. Эффект «холодного кипения» жидкости вследствие электролиза воды, эмульгированной в нефти, происходящий на электроде 6, размещаемом напротив интервала перфорации продуктивного пласта, позволит обеспечить электроосмотическое воздействие на коллекторские свойства пласта в осложнённых условиях поздней стадии разработки месторождений и повысить межремонтный период работы установки.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Результатами анализа опыта эксплуатации скважин, оборудованных УШГН, подтверждено, что:

основными факторами, осложняющими работу глубинных насосов, являются интенсивное искривление ствола скважин и низкое качество их строительства;



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.