2765.Оборудование для добычи нефти и газа Часть 2

Отсюда выбирается длина нижней ступени колонны штанг (при / = 1) Lv

9. По длинам и весам «тяжелого низа» и нижней ступени штанговой колонны выбираем длину второй секции колон­ ны диаметром 22 мм, исходя из того же условия прочности. При этом в формуле 7,143 / = 2, а вес Ргяж2 = Рпж, + /»шт

Определяем суммарную длину «тяжелого низа», первой и вто­ рой ступени колонны штанг. Если суммарная длина превышает глубину спуска насоса или равна ей (±5%), расчет штанг закон­ чить, если меньше глубины спуска, то перейти к п. 10 настояще­ го раздела методики.

10.Определяем длину третьей ступени штанговой колонны (диаметром 25 мм) аналогично предыдущим шагам. Проверяем длину колонны и сравниваем ее с глубиной спуска. Если длина меньше глубины спуска — перейти к 11 пункту.

11.Определяем длину четвертой ступени колонны штанг (ди­ аметр 28 мм). Работа аналогична пунктам 8, 9, 10 настоящей

методики.

12. Все расчеты по пп. 8—12 проводятся для штанг с опреде­ ленным [а ]. Если при принятой прочности необходимы 4 и более ступеней штанг с диаметрами более 25 мм, переходим к расчету штанг из более прочной стали (20Н2М, 15НЗМА или иной) с повышенным значением [стпр].

Кроме длин ступеней в компоновке колонны штанг необхо­ димо определять места обязательной и желательной установки Центраторов. В качестве критерия места обязательной установ­ ки центраторов выбран темп набора кривизны более 1 град./10 м й/илИ зенитный угол более 12 град.; для желательной установки — темп набора кривизны более 0,4 град./10 м и/или зенитный угол более 6 град.

13По величине максимальной и минимальной нагрузки и типу выбранного СК определяются параметры уравновешива­ ния (например — радиус уравновешивания и количество контр­ грузов на кривошипе станка-качалки).

Необходимо отметить, что на промыслах применяется боль­ шое число других, часто достаточно упрощенных методик под­ бора СЩНУ, которые обеспечивают предварительный подбор Оборудования без учета осложняющих промысловых факто­ ров (сложная инклинометрия, влияние газа, механических при­

месей и т.д.). Одной из наиболее известных методик такого рода является работа, сведенная в диаграмму Адонина и спе­ циальные таблицы или номограммы.

Простой и наглядный способ выбора оборудования и перво­ начального режима откачки — использование диаграмм и таб­ лиц имеющихся в справочниках по добыченефти и инструкци­ ях [7, 13, 18].

Рассмотрим диаграмму, построенную для модернизирован­ ного ряда станков-качалок, выпускавшихся по ГОСТ 5866-66.

При построении таких диаграмм по горизонтальной оси от­ кладывают глубину спуска насоса, которая принята равной вы­ соте подъема жидкости (погружение насоса под динамический уровень считается равным нулю). Это нужно иметь в виду, так как если погружение под динамический уровень составляет бо­ лее 8—10% глубины спуска насоса (для разных диаметров насо­ сов), то необходимо в принимаемую для выбора оборудования глубину спуска насоса вводить поправку.

При построении диаграмм принято, что противодавление на устье скважины также равно нулю. Поэтому, если фактическое противодавление больше 5 кгс/см2, необходима поправка.

По вертикальной оси откладывают подачу насоса в м3/сут. Предельные глубины спуска насосов прежде всего определя­ ются двумя параметрами станка-качалки: максимальной до­ пустимой нагрузкой на балансир в точке подвеса штанг и мак­ симальным допустимым крутящим моментом на кривошип­ ном валу станка. При этом сами величины нагрузок и момен­ тов рассчитывают для максимальных длины хода, числа кача­ ний и веса принятой рациональной конструкции штанговой колонны. Но иногда при применении станков-качалок с вы­ сокими допускаемыми нагрузками на головку, а также штанг сравнительно малой усталостной прочности предельная глу­ бина спуска насосов ограничивается усталостной прочностью штанг.

При построении диаграмм все расчеты максимальных и ми­ нимальных нагрузок в точке подвеса штанг выполнены по фор­ мулам А.С. Вирновского, а крутящих моментов по формуле Р.А. Рамазанова. Подача насосов рассчитывалась по форму­ лам, приведенным в главе I, причем коэффициент наполнения насосов был принят равным 0,85.

Диаграмма рис. 7.72 разделена на области применения раз­ личных станков, входящих в данный стандарт. Области ограни­ чиваются сплошными ломаными линиями и различаются штри­ ховкой. Область каждого станка-качалки состоит из полей стан­ дартных диаметров насосов (указаны в кружочках). Границы поля каждого насоса обозначены пунктиром. Верхняя граница поля каждого насоса представляет собой кривую подачи данного на­ соса при максимальной длине хода станка-качалки, указанного в его шифре, и максимальном числе качаний, указанном в таб­ личке. Этот параметр не входит в шифр станка-качалки и выб-

Q, м/сут

р,1С. 7,72. Диаграмма для выбора насосного оборудования и режима откачки (станки-качалки по ГОСТ 5866-66)

Ц)ифр станка-качалки и максимальное число качаний соответственно:

12-2,5-6000 и 13; X - 9С К -15-6-12000 и 8.

ран нами потому, что применяемые обычно числа качаний не бывают почти никогда выше 15. Кроме того, применяемые таб­ лицы для подбора штанговых колонн основаны на промысло­ вых данных о работе скважин с числом качаний 10—15.

Для длин ходов, больших 1,8 м, максимальные числа качаний рассчитаны из условия приближенного сохранения отношения внешних сил инерции (возникающих от неравномерного движе­ ния штанг и столба жидкости) к статической нагрузке в точке подвеса штанг. При этом относительные величины усилий, расша­ тывающих станок-качалку, и амплитуды вибраций могут считаться в первом приближении одинаковыми у всех станков-качалок.

Существует несколько методов конструирования или состав­ ления штанговой колонны — при помощи номограмм, таблиц и расчетных формул.

Для оперативного подбора колонны штанг можно пользоваться номограммами Я.А. Грузинова [13] и ТатНИПИнефти [17].

Номограмма Я.А. Грузинова приведена на рис. 7.73. На оси абсцисс отложены глубины спуска насоса, а на оси ординат — значения приведенных напряжений. Номограмма состоит из трех

систем точек. Первая — совокупность сочетаний диаметров насо­ сов и штанг — вместе с нулевой точкой номограммы позволяет определить начальные ординаты апр. Вторая выражает сочетание чисел качаний п и длин ходов плунжера S и вместе с точкой 2500 позволяет определить углы наклонов графиков к оси абсцисс. Тре­ тья — вспомогательная система для расчета ступенчатых колонн.

Пример. Определить значение приведенного напряжения в точке подвеса штанг, пользуясь данными, приведенными ниже.

Решение. Соединяем прямыми линиями начальную точку оси абсцисс О (см. рис. 7.73) с точкой 19 системы 7, находящейся на пунктирной линии D-44, и точку 2500 с точкой (12; 1,8) системы П. От точки 1000 на оси абсцисс проводим вертикаль вверх до пере­ сечения с линией 0-19 в точке А и из этой точки — прямую, параллельную линии 2500-1,8 до пересечения в точке С с верти­ калью, проведенной вверх из точки 300 оси абсцисс сгпр = 70 МПа.

По вертикали 300 — С опускаем из точки С отрезок CD, равный на высоте точки С отрезку ВБ между осью ординат и вспомога­ тельной переводной линией 0—19—22 системы 111. Через точку D проводим прямую DB, параллельную линии 2500—12—1,8 до пере­ сечения с осью ординат ст , в точке В. Величина ординаты ОВ и будет выражать собой значение приведенного напряжения опр, рав­ ного в рассматриваемом примере 63 МПа для первой ступени штанг.

Значение сг для второй ступени штанг находим в точке С' на пересеченииРпрямой С С с ординатой. Оно составляет 70 МПа.

Следовательно, для заданных условий можно принять штан­ ги из стали марки сталь 40 с допускаемым приведенным напря­ жением опр = 70 МПа.

Номограмма Я.А. Грузинова, как и другие номограммы, состав­ лена с использованием весьма приближенных формул элементар­ ной теории работы насосной установки, поэтому значения приве­ денных напряжений, определяемые по этой номограмме, существенно отличаются от фактических. Эта разница возрастает с увеличением диаметра насоса, глубины его спуска и скорости откачки.

Довольно широкое распространение на нефтяных промыслах страны получили таблицы типовых конструкций колонн насос­ ных штанг, составленные АзНИПИнефть.

7.2.10.И СС Л ЕД О В АН И Е СКВАЖ И Н .

КЛ А С С И Ф И К А Ц И Я Н Е И С П Р А ВН О С Т Е Й

ВРАБОТЕ С Ш Н У . Д И Н А М О М Е Т РИ Р О ВА Н И Е

Неисправности СШНУ: немедленно приводящие к отказам оборудования; прогрессирующие неисправности (приводящие к отказам в обозримом будущем); не оказывающие существенного влияния на работу оборудования (табл. 7.20) [21].

I. Условия эксплуатации:

Наличие механических примесей.

При работе насоса механические примеси, попадая в зазор между плунжером и цилиндром, повреждают их рабочие повер­ хности, вызывают утечки, или приводят к заклиниванию плун­ жера в цилиндре.

Коррозионная среда.

При эксплуатации насоса в коррозионной среде износу под­ вержены плунжер, цилиндр, НКТ, штанги.

2.Выделение газа на приеме насоса.

Присутствие свободного газа на приеме насоса влияет на ве­ личину коэффициента наполнения насоса, а также часто приво­ дит к сухому или полусухому трению между поверхностями плун­ жера и цилиндра.

3.Выход из строя НКТ.

При глубиннонасосной эксплуатации скважины происходит постепенный износ резьбы, тела НКТ и наружной поверхности муфты штанги, при поступательном движении колонн штанг в НКТ в скважинах с большим набором кривизны.

В некоторых случаях трубы подвергаются интенсивности кор­ розии, на их стенках откладывается соль и парафин, истираются резьбовые соединения и поверхность труб повреждается труб­ ными ключами.

В результате трубы теряют герметичность и прочность, что приводит к серьезным авариям. Для предотвращения аварий все трубы перед спуском в скважину проверяются и при необходи­ мости, отбраковываются.

4. Неисправности с насосными штангами.

Насосные штанги при эксплуатации подвергаются перемен­ ным усилиям и в процессе работы возникает момент, когда ра­ бочее напряжение в штангах превышает допустимое приведен­ ное напряжение, происходит разрушение металла и обрыв штанг.

Важную роль в уменьшении предела усталости материала иг­ рает концентрация напряжения в местах крепления пластинча­ тых скребков, механических повреждений штанг (изгиб, цара­ пины, выемки, углубления, риски и т.Д.). При коррозионной усталости материала штанг в результате электрохимических про-

цессов на их поверхности образуются оспины и процесс разру­ шения происходит более интенсивно, тоже самое происходит при повреждении поверхности штанг, которые появляются в ос­ новном в процессе использования штанг на промыслах(неправильная перевозка, плохие условия хранения, небрежное обра­ щение со штангами в процессе работы). Обрыв штанг происхо­ дит и в результате превышения «предела упругости материала вследствие заклинивания плунжера в цилиндре насоса, искрив­ ления штанг или заклинивания их в НКТ из-за падения плас­ тинчатых скребков. Искривление штанг может возникнуть в слу­ чае прихвата плунжера насоса при ходе вниз, при ударах плун­ жера о жидкость в искривленных скважинах, а также при ис­ пользовании штанг малого диаметра в НКТ большого диаметра. Штанги работают удовлетворительно, если значение приведен­ ного напряжения К = Vomax-aa не превосходит определенной величины [17, 18].

Неполадки со штангами происходит также по причине того, что насосные трубы забиваются парафином, в следствие неисправ­ ности штанговращателя. Еще одна из причин возникновения не­ исправности в колонне штанг является рассоединение отдельных участков колонны штанг по причине износа, или неправильной эксплуатации штанговых муфт, или несоосности СК и скважины.

В заключение следует сказать, что неисправности скважин­ ного оборудования приводят к значительным потерям в добыче нефти и требуют привлечения больших финансовых ресурсов для ремонта вышедшего из строя оборудования, а в особо слож­ ных случаях и капитального ремонта скважины.

Неисправности поверхностного оборудования:

Неисправности вызваны, как правило, неуравновешенностью

идинамическим характером эксплуатационных нагрузок.

1.Неисправности в редукторе.

Редуктор является одним из самых ответственных и дорогос­ тоящих узлов СК. Сбой в работе редуктора ведет к простою сква­ жины, снижению коэффициента использования оборудования, повышению себестоимости добычи нефти.

В свою очередь остановка СК может привести к замерзанию выкидной линии скважины и к прихвату штанг в НКТ и плун­ жера в цилиндре насоса, что может дополнительно сказаться на технико-экономических показателях.

Существует также ряд неисправностей редуктора, которые не приводят к аварии одномоментно. К таким неисправностям от­ носится: шум в редукторе, вибрации в редукторе, удары и стуки промежуточного вала подшипников, износ шпонки шкива, с последующим сходом с вала, ослабление крепления редуктора, протечки масла по валу, отсутствие масла, износ вала, износ шкива редуктора, выход из строя подшипников на ведомом и промежуточных валах.

Нельзя допускать утечки масла из редуктора, так как в этом случае помимо излишнего расхода масла и загрязнения площад­ ки происходит разрушение бетонного фундамента станка-качалки.

На продолжительность работы всех узлов станка-качалки во время эксплуатации в особенности редуктора существенно вли­ яют уравновешенность станка-качалки.

2. Неисправности, возникающие в клиноременной передаче.

При неправильной установке ремней они быстро изнашива­ ются и рвутся, что увеличивает расход ремней и следовательно, повышает затраты на эксплуатацию станка-качалки, вызывают остановку подачи жидкости на поверхность, что может сопро­ вождаться замерзанием выкидной линии скважины, прихватом плунжера насоса, что в итоге уменьшает объем добычи нефти.

Классификация методов диагностики

На рис. 7.74 представлена классификация методов диагнос­ тики СШНУ.

Эффективность работы одного из самых распространенных видов оборудования для механизированной добычи нефти — щтанговых скважинных насосных установок -зависит от очень многих факторов, определяемых как правильным выбором от­ дельных элементов оборудования, так и правильной эксплуата­ цией, обслуживанием и своевременным ремонтом оборудова­ ния. Подбор оборудования СШНУ и режимов ее эксплуатации определяется геологсгтехническими данными скважины.

В тоже время дебит скважины, зависит от величины забойно­ го и пластового давления, давления насыщения, газового фак­ тора, обводненности нефти и некоторых других факторов изме­ няющихся в процессе эксплуатации. Проведение же постоян-

Рис. 7.74. Классификация методов диагностики СШНУ