2.3.2. Анализ отказов штанговых глубиннонасосных установок.

Применение скважинных штанговых насосных установок при интенсификации добычи нефти приводит к значительному увеличению нагрузок на штанговые колонны. Это происходит возрастания глубины спуска штанговых насосов, увеличения условных диаметров, роста скорости откачки (в первую - за счет увеличения частоты двойных ходов плунжера).

При этом в элементах штанговой ко­лонны возникают напряжения, кото­рые определяют работоспособность как штанговой колонны, так и всей на­сосной установки в целом.

Анализ отказов скважинных штанговых насосных установок показывает, что из-за обрывов штанг происходит до 30-40% всех отказов ШГНУ (рисунок 2.6.). И это несмотря на то, что подборы обо­рудования проводятся с использова­нием современных методик и програм­мных средств.

Возникает вопрос, почему даже на­иболее точные методики и программы часто не могут гарантировать надеж­ность скважинного оборудования, в частности колонны насосных штанг? Как уже отмечалось, нагрузка на колонну штанг при ходе вверх состоит из не­скольких слагаемых:

Р_в=А₁ Р_ШТА+А₂ Р_Ж+А₃ Р_МЕХ.ТР.+А₄ Р_Г-Д.ТР.+А₅ Р_ИН+А₆ Р_ВИБ.

При движении плунжера насоса вниз нагрузка составит:

Р_Н=А₇ Р_ШТА-А₈ Р_МЕХ.ТР-А₉ Р_Г-Д.ТР.-А₁₀ Р_ИН-А₁₁ Р_ВИБ

где: Р_ШТА — вес колонны штанг (с уче­том коэффициента Архимеда);

Р_ж — вес столба жидкости над плунже­ром штангового насоса;

Рмех.тр. и Рг-д.тр.-силы механического и гидродинамического трения;

Р_ин и Р_виб — инерционные и вибраци­онные силы;

A₁-А₁₁ — поправочные коэффициенты. Динамограммы усилий при этом могут выглядеть так, как представлено на рисунках 2 и 3. Наличие осложняющих эксплуатацию ШГНУ факторов (отложения парафина, ме­ханических примесей и смол в колон­не НКТ и в скважинном насосе; повы­шенный износ плунжерной пары; за­диры и подклинивания в плунжерной паре и колонне насосных штанг; нали­чие свободного газа на приеме насо­са; утечки в клапанах и т. д.) приводит к изменению как вида динамограммы, так и значении нагрузок на колонну насосных штанг.

Однако эти изменения обычно не приводят к отказам установок из-за обрывов колонн насосных штанг.

Применение для расчетов и подборов колонн насосных штанг методик, основанных на величинах допускаемых приведенных напряжений – {δ_пр} позволяет получать довольно высокие запасы прочности. Например, для стали 20Н2М (сталь категории npoчности К по спецификации Американского нефтяного института) величина npедела усталостной прочности составляет на воздухе около 300 МПа (δ_-1 = 300МПа), величина предела усталостной прочности в условиях коррозии δ_-1 =210 МПа, а величина допускаемых приведенных напряжений для штанг из этой стали — [δ_пр] = 90-110 МПа в зависимости от условий эксплуатации.

Следовательно, коэффициент запаса прочности штанг, работающих в условиях отсутствия коррозионно-активных веществ, составляет К_проч = 2,72:3,3; а для условий, осложненных присутствием коррозионных веществ,

К_проч = 1,9:2,33.

ГТМ-20%, отсутствие подачи-38%, обрыв штанг-33%, снижение подачи-6%, отворот штанг-3%.

Рисунок 2.6. Диаграмма типичного распределения причин отказов ШГНУ

Несмотря на такие значительные запасы прочности, обрывы штанговых колонн все же имеют достаточно большой удельный вес среди причин отказов ШГНУ (рисунок 2.6). Анализ же современных данных по работе ШГНУ в условиях интенсификации добычи нефти показал, что новые колонны штанг, выполненные из высококачественных сталей (группы прочности D и D супер по классификации API) и подобранные с помощью современных компьютер­ных программ, не должны иметь отка­зов из-за обрывов даже при наличии указанных выше неисправностей скважинного оборудования. На кафедре машин и оборудования не­фтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа им.Губкина работы по определению допускаемых приведен­ных напряжений разных материалов, методик ускоренного определения этих напряжений, а также разработки методик расчета штанговых колонн ве­лись начиная с 1960 г. Работы Р.А.Баграмова, В.М.Касьянова, Г.В.Молчанова, А.Г.Молчанова, В.Н.Ивановского, А.В.Деговцова, Н.М.Николаева позволили ре­шить многие проблемы работы штанго­вых колонн. Именно на основе указан­ных работ была проведена проверка рабочих гипотез о причинах частых обрывов штанговых колонн в условиях интенсификации добычи нефти. Среди этих рабочих гипотез были вы­делены следующие:

-Неоптимальный подбор режимов от­качки и скважинного насосного обо­рудования (длина хода, частота двойных ходов, диаметр насоса;

Количество и диаметры секций насосных штанг и НКТ, центраторы, скребки и т.д.);

-Поставка заводами и использование нефтяниками некачественных элементов ШГНУ (штанговые насосы, штанги, НКТ, центраторы и т.д.)

-Организационные причины (стары фонд СК, который в течение времени был частично укомплектован «неродными» узлами и элементами - ухудшение кинематики и динамики СК);

-Использование оборудования обычного, не коррозионно-стойкойкого исполнения при наличии в откачиваемой жидкости коррозионно-активных веществ.

Рисунок 2.7. Динамограмма с заниженными показателями максимальных и минимальных нагрузок

Рисунок 2.8. Динамограмма с завышенными показателями максимальных и минимальных нагрузок.

Рисунок 2.9. Геометрия образцов штанг

Рисунок 2.10. Кристаллография образцов штанг

Анализ промысловых данных подтвер­дил, к сожалению, практически все указанные гипотезы. Естественно, что в одних регионах превалирующим бы­ло влияние одного фактора, в других — другого, но в основном причинами обрывов штанговых колонн является человеческий фактор.

Действительно, опытные работники практически всегда правильно и почти оптимально подбирают режим откачки (длина хода и частота двойных ходов плунжера) и состав скважинного на­сосного оборудования (диаметр насо­са, марку стали, длины и диаметры секций насосных штанг, в том числе -«тяжелого низа»). Также опытные не­фтяники не допускают разукомплектацию наземного оборудования - стан­ков-качалок и устьевого оборудования и пристально следят за составом плас­тового флюида.

Однако в настоящее время практичес­ки все нефтяные компании вывели из своего состава сервисные подразде­ления, что привело к разрыву между «нефтяниками» и «механиками». Такой разрыв приводит иногда к поте­ре объективной информации об усло­виях работы оборудования в скважине, в связи с чем сервисные компании пос­тавляют «усредненное» оборудование, не видя особенностей, характера каж­дой скважины. С другой стороны, сер­висные компании при комплектации оборудования ШГНУ «собирают с бора по сосенке», поскольку ни одна маши­ностроительная фирма не поставляет скважинные штанговые насосные уста­новки в комплекте. Все это приводит к снижению надежности оборудования и потере уверенности нефтяников в эффективности применения ШГНУ при интенсификации добычи нефти. Нами были проведены исследования не­скольких оборванных насосных штанг, которые проработали в скважине, по информации нефтяников, менее года. Анализ нагрузок и проведенные расче­ты показали, что все оборванные штан­ги имели большой запас прочности по приведенным напряжениям. С другой стороны, вид всех обрывов полностью соответствовал классической форме обрывов при усталостно-коррозион­ном разрушении (рисунок 2.11). Для выяснения причины выхода из строя штанг, имеющих расчетные на­пряжения гораздо меньшие, чем допус­каемые, были проведены визуальные, кристаллографические и прочностные исследования.

Уже визуальное исследование показа­ло, что все образцы оборванных штанг имели существенное отклонение от геометрических параметров, заложен­ных в ГОСТе 13877 и в спецификации API.

Несоосность присоединительной резь­бы и тела головки составляла 1,5-1,8 мм, угол отклонения оси тела штанги от оси резьбы превышал 2°. Расчеты по­казали, что такая геометрическая фор­ма штанги увеличивает напряжения, возникающие в прямолинейной штан­ге, еще как минимум на 30-50%. И ес­ли искривление в образце № 2 могло произойти по вине работников, совер­шавших транспортные или монтажные операции со штангами на скважине, то форма образца № 1 могла быть полу­чена только в процессе изготовления на заводе. Разным оказался и химический состав образцов: один образец был изготов­лен из стали 20Н2М (группа прочности К по классификации API), второй — из стали 15Х2ГМФ, третий — из стали 15Х2МНФ.

Таким образом, проведенная работа показала, что нефтяники зачастую вместо заказанных в соответствии с уточненными расчетами штанговых ко­лонн необходимой категории прочнос­ти получают совершенно иное обору­дование, к тому же имеющее неиспра­вимые дефекты, что в конечном итоге и приводит к отказам.