Тип станка-качалки К

СКН2-615 (СК2-0,6-250)………………………. 10

СКН3-915 и СКНЗ-1515 (СКЗ-1,2-650) 29

СКН5-1812 и СКН5-3015) (СК5-3-2500) 88

СКН10-2115 и СКН10-3315 (CК10-3-5600) ... 144

Коэффициент k_a зависит от отношения S_пл/S_A.

Зависимость k_a от S_пл /S_A приведена ниже.

Таблица 1 – Значения коэффициента k_а

Мощность, потребляемую установкой, определяют, разделив мощность двигателя на его к. п. д.

Ориентировочные расчеты можно проводить по методике, ре­комендованной Азинмашем. Эта методика основана на определении к. п. д. отдельных узлов установки.

К. п. д. всей установки принимают равным

η_уст = η_г η_мех η_ск η_эд,

где η_г – гидравлический к.п.д. подземной части установки (сле­дует учитывать, что на к. п. д. оказывают влияние утечки η_ут, но не коэффициент наполнения); η_мех – механический к.п.д. подземной части; η_ск – к.п.д. станка-качалки; η_эд – к.п.д. электродвигателя.

Значения механического к. п. д. приведены в таблице 2 по дан­ным Азинмаша в зависимости от диаметра плунжера и глубины подвески насоса.

Таблица 2 – Значения η_мех в зависимости от глубины подвески Н

и диаметре насоса D

КПД станка-качалки

η_ск = ;

N_Т = N_пол / η_г ,

где N_Т – теоретическая мощность установки с учетом гидравлических потерь; N_o — потери мощности в станке-качалке.

Для определения N_Т (в кВт) дается зависимость

N_T = D² Δp S_пл n 10^-3.

Потерю мощности в станке-качалке находят из зависимости

N₀ = Кn10^-3.

КПД электродвигателя берется по данным, приведенным ниже.

Мощность двигателя, кВт.. 1-2,8 4,5-7 Более 7

η_эд …………………………. 0,75 0,8 0,83

Таким образом, определяют все составляющие КПД установки. Зная полезную мощность (кВт)

N_пол = Q Δр 10^-3,

находим мощность, потребляемую установкой

.

Заключение

Рассмотренные в этой теме вопросы посвящены важным показателям работы элементов привода. Тангенциальные усилия на пальце кривошипа существенно влияют на работоспособность конструкции станка-качалки. Как показала практика, палец кривошипа выходит из строя наиболее часто. Это говорит о нерациональной балансировке станка-качалки и повышенной энергоемкости процесса добычи и перегрузке электродвигателя. От значений тангенциальных усилия зависит мощность привода электродвигателя станка-качалки.

Список использованных источников

1. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984. – 464 с.

2. Чичеров Л.Н. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М., Недра, 1983. – 308 с.

Лекция 10.8

Введение

Колонна штанг обеспечивает кинематическую связь силового органа наземного привода с плунжером скважинного насоса. Колонна насосных штанг работает в очень тяжелых условиях:

- она подвержена действию циклически изменяющейся на­грузки, которая, как правило, в верхней части носит пульсирую­щий характер, а в нижней –знакопеременный;

- она погружена в коррозионноактивную жидкость – смесь нефти, минерализованной воды, в которой иногда присутствуют агрессивные СО₂ и H₂S;

- ее боковая поверхность вследствие искривленности скважины трется о внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб и изнашивается. Процесс усугубляется наличием в пластовой жидкости абразива.

Комплекс этих факторов отрицательно влияет на долговеч­ность штанги и приводит к снижению ее несущей способности, в результате чего наиболее слабым элементом скважинной на­сосной установки является колонна штанг.

Основная часть

Требуемая долго­вечность колонны штанг при ее работе в заданных режимах нагружения достигается, во-первых, за счет улучшения конструк­ции колонны штанг, применения прогрессивной технологии их изготовления, использования более прочных сталей; во-вто­рых – за счет обеспечения более легкого режима эксплуатации, например, уменьшения числа цик­лов нагружения или усилий, пе­редаваемых штангами.

Расчет колонны штанг сво­дится к определению величины и характера изменения нагрузки на них, выбору расчетной фор­мулы, соответствующей дейст­вительным условиям работы штанг и определению допускае­мых напряжений, обусловлива­ющих достаточно надежную ра­боту колонн штанг.

Характер нагружения ко­лонны штанг сложен, некоторые составляющие действующих сил могут быть случайными. Уси­лия в точке подвеса штанг при ходе вверх определяются соб­ственным весом штанг, весом жидкости, находящейся над плунжером скважинного насоса, силами трения, инерционными и динамическими составляющими. При ходе штанг вниз усилие от веса жидкости отсутствует, а направление сил трения изме­няется. Кроме того, во время движения колонны штанг могут возникать усилия вследствие заклинивания плунжера в ци­линдре скважинного насоса и другие силы, появление которых вызвано взаимодействием колонн штанг и труб.

Таким образом, в верхней части колонны действуют пере­менные напряжения, изменяющиеся по асимметричному циклу.

Характер нагружения в нижней части колонны иной – по мере увеличения расстояния от точки подвеса доля собственного веса колонны в общем балансе действующего усилия убывает и у плунжера становится равной нулю. При ходе плунжера вниз усилие трения плунжера о цилиндр, усилие, обусловлен­ное гидравлическими сопротивлениями клапанов, приводят к по­явлению усилий, сжимающих колонну штанг.

Таким образом, в нижней части колонны действуют знако­переменные напряжения.

Изменения нагрузки в верхнем сечении колонны штанг (рисунок 10.36) приводят к появлению напряжений σ_max, σ_min, со­ответствующих максимальной и минимальной нагрузкам. При этом амплитуда изменения напряжений σ_а= (σ_max - σ_min)/2.

Средние напряжения σ_т=(σ_max + σ_min)/2, а коэффициент асимметрии цикла нагружения г = σ_min / σ_max.

Для определения максимальной Р_max и минимальной P_min нагрузок, действующих на колонну штанг, необходимо рассмот­реть особенности кинематики и динамики привода штанговой скважинной установки, для которой рассчитывается колонна штанг. Так, например, формулы А. С. Вирновского для расчета колонны штанг при использовании балансирного привода, содержащие ряд эмпирических поправочных коэффициентов, имеют следующий вид:

;

,

где Р_ш^/, Р_ш – вес колонны штанг в жидкости и в воздухе, Р_ж – вес столба жидкости высотой от динамического уровня до устья и площадью, равной площади поперечного сечения плунжера; ω – угловая скорость вращения кривошипа; S_o – длина хода устьевого штока; п – частота качаний балансира в минуту; g – ускорение силы свободного падения; λ – удлинение колонны штанг от веса столба жидкости, λ=P_жL/Ef_ш; L – длина ко­лонны штанг; Ψ – коэффициент, зависящий от соотношения по­перечных сечений колонн штанг и труб; α₁, α₂ – кинематиче­ские коэффициенты станка-качалки, k_B, k_H – поправочные ко­эффициенты к динамической нагрузке соответственно для хода вверх и вниз.

Выбор расчетной формулы для колонны штанг

Расчет штанг на усталость базируется на закономерностях из­менения предельных напряжений асимметричных циклов и связи этих напряжений с пределом усталости материалов при симметричном цикле нагружения.

Необходимость перехода от заданного асимметричного цикла нагружения штанг к пределу усталости материала при симметричном цикле обусловлена невозможностью определения предельных напряжений для всех возможных вариантов асим­метричного цикла в силу длительности и трудоемкости усталост­ных испытаний.

В зависимости от диаметра скважинного насоса коэффициент асимметрии цикла в верхнем сечении колонны штанг изменяется следующим образом:

D, мм............ 28 32 38 43 55 68 82 93 95

r ................. 0,55 0,52 0,42 0,36 0,25 0,17 0,12 0,09 0,08

По мере приближения рассматриваемого сечения к плунжеру скважинного насоса r уменьшается. Причем в зависимости от конкретной конструкции скважины приведенные значения r мо­гут изменяться при сохранении общей закономерности.

Существует большое число зависимостей, связывающих пре­дельные напряжения асимметричных циклов с пределом уста­лости материала при симметричном цикле, однако ни одна из них не является универсальной, пригодной для всех материа­лов, видов деформаций и действующих напряжений.

Наилучшее совпадение опытных данных с расчетными для режимов работы штанг дает формула И. А. Одинга

σ_max ∙σ_{a пр} = σ²_-1,

где σ_{a пр} – предельная амплитуда напряжения асимметричного цикла.

Эта формула положена в основу метода расчета штанг по приведенному напряжению в верхнем сечении штанг. Расчетное уравнение при этом имеет вид

σ_пр = ≤ [σ_пр],

где – действующие приведенные напряжения в верх­них сечениях i-х ступеней; [σ_пр] – допустимое приведенное на­пряжение в верхних сечениях ступеней колонны штанг, завися­щие от качества штанг и условий их эксплуатации.

Для верхнего сечения колонны штанг напряжения можно определить по формулам

,

где σ_ср и σ_а – среднее и амплитудное значения напряжений; ρ_ж и ρ_ш – плотности жидкости и металла штанг; g – ускорение свободного падения; L – глубина спуска насоса; D_пл и d_m – диаметры плунжера и штанг; а₀ – коэффициент, принимаемый равным 1150 кг/м³; т – средний кинематический коэффициент, равный 1,05–1,5; ω – угловая скорость вращения кривошипа; S — длина хода устьевого штока.

Определение допускаемых напряжений

Обычно под допускаемыми напряжениями подразумеваются предельные напряжения в опасном сечении детали, при кото­рых она выполняет свои функции в течение заданного времени без разрушения.

Для насосных штанг это понятие условно, так как основной причиной разрушения является коррозионная усталость мате­риала, которая в отличие от усталости может вызвать разруше­ние детали при отсутствии нагрузки – только лишь из-за дей­ствия коррозии. Поэтому создание колонн штанг с абсолютной гарантией их безаварийной работы экономически не оправдано, поскольку требует большого расхода легированных сталей.

В нефтепромысловой практике в качестве допускаемых при­нимаются такие напряжения, при которых число обрывов не превышает один – три в год.

Для определения допускаемых напряжений обобщаются данные наблюдений за работой достаточно большого числа правильно сконструированных колонн в конкретных производ­ственных условиях. Методика обобщения результатов, напри­мер, предложенная И. Л. Фаерманом, заключается в следую­щем: по данным наблюдений за работой большого числа сква­жин после статистической обработки строится график зависимости средней частоты обрывов штанг I от напряжения в верхнем сечении колонн (рисунок 10.37). Напряжение, соответст­вующее излому графика, при котором резко увеличивается число обрывов в одном и том же комплекте штанг в год, принима­ется за допустимое напряжение для верхних сечений колонн штанг данной марки.

Рисунок 10.38 – Зависимость

циклической прочности стали от

числа циклов нагружения:

1 – при испытании в атмосфере;

2 – в коррозионной среде; 3 –

напряжение в верхнем сечении

колонны штанг

Использование данной методики для определения приведен­ных напряжений полностью не исключает обрывы штанг. При­чем практика показывает, что колонна может работать надежно с превышением допустимого напряжения, либо, наоборот, число обрывов может увеличиться при более низких напряжениях.

Таким образом, допустимые напряжения нужно рассматри­вать как условные, ограничивающие область, в пределах ко­торой эксплуатация скважин не будет усложнена обрывами штанг.

Подобная картина разрушений штанг обусловлена характе­ром приложенной нагрузки и влиянием окружающей колонну штанг среды – пластовой жидкости – на ее прочность.

Под коррозионной усталостью металлов и сплавов подразу­меваются разрушения, происходящие в результате совместного действия переменных нагрузок и химически активной электро­проводной среды.

В соответствии со схемой процесса разрушение колонны штанг происходит в результате одновременно протекающих про­цессов образования усталостных трещин и электрохимической коррозии. Электрохимическая коррозия представляет собой анодные процессы, протекающие на электрохимически уязвимых участках. К ним в первую очередь относятся дефекты металла: как микроповреждения его поверхности, так и дефекты кри­сталлической структуры.

При растворении анодных участков поверхности детали в результате появления разности потенциалов между различ­ными участками поверхности металла, а потом и разности по­тенциалов между дном углубления и его стенками начинается процесс концентрации напряжений. Под влиянием циклически приложенной нагрузки и процесса растворения действующие напряжения растут, и в конечном счете возникает усталостная трещина.

Считается также, что интенсификации образования трещин способствует возникновение водородной хрупкости на катод­ных участках. Причем в зависимости от величины действующих напряжений процесс образования трещин может превалировать либо на анодных участках, либо на катодных.

При коррозионной усталости обычно трещины образуются по всей поверхности, причем очаги разрушенияраспределены относительно равномерно.

Характерным признаком коррозионно-усталостного разру­шения детали является наличиетрех зон на поперечном сече­нии разрушенной штанги: мелкозернистой, крупнозернистой (как при усталостном разрушении металла) и зоны пластиче­ской деформации. Мелкозернистая зона начинается с периферии детали и представляет собой участок, на котором развивалась усталостная трещина. Обычно эта часть имеет более темную окраску вследствие длительного контакта с агрессивной сре­дой. Крупнозернистая зона — это область окончательного раз­рушения, когда прочности сечения, еще не ослабленного уста­лостными трещинами, недостаточно для обеспечения прочности детали. Кроме того на периферийной части штанги имеется зона с пластичной деформацией металла обусловленной раз­рушением волокон после разрушения части поперечного сечения с «крупнозернистой» структурой.

К характерной особенности коррозионно-усталостного про­цесса относится более сильное одновременное влияние корро­зии и циклических напряжений, чем их, например, следующее друг за другом воздействие.

Помимо этого характерным для процесса коррозионной ус­талости, является отсутствие предела усталости, представляющей максимальное напряжение, при котором образец выдержи­вает неограниченное количество циклов. При коррозионной ус­талости эта величина условна и зависит от числа циклов нагружения (рисунок 10.38).

При оценке процессов коррозионной усталости штанг при­нято считать, что главную роль в процессе их разрушения играет коррозионный фактор. Это подтверждается, например, соотношением пределов усталости сталей 20ХН, 20НМ на воз­духе – 300 МПа – и в жидкости – 120 МПа. Причем, как пока­зывают эксперименты, уменьшение влияния коррозии, напри­мер, за счет покрытий штанг, позволяют повысить величину допустимых напряжений.

Повышение эксплуатационных показателей насосных штанг

К основной задаче повышения эксплуатационных показателей насосных штанг относится повышение их циклической прочно­сти, которая достигается совершенствованием конструкции штанг, использованием новых материалов и применением но­вых технологических процессов при их производстве, правиль­ной эксплуатацией штанг на промыслах.

Совершенствование конструкции колонны штанг обуслов­лено прежде всего изысканием способов, исключающих кон­центрацию напряжений в резьбе и переходной зоне от головки к телу штанги. Это достигается улучшением качества загото­вок, обеспечением соосной высадки головки штанг, накаткой резьбы и снабжением ее разгрузочной канавкой. Одним из ин­тересных направлений совершенствования штанг является раз­работка непрерывной колонны, наматываемой во время спуско-подъемных операций на специальный барабан. Применение таких колонн исключает переходные зоны и резьбовые соеди­нения.

В качестве новых материалов для изготовления штанг ис­пользуют высокопрочные хромникельмолибденовые стали. Эф­фективность первого направления проблематична, поскольку предел коррозионной усталости практически не изменяется при увеличении предела прочности в отличие от предела усталости, возрастающего примерно пропорционально ему.

По-видимому, новые высокопрочные материалы целесооб­разно использовать одновременно с технологическими меро­приятиями, повышающими циклическую прочность штанг, изго­товленных из сталей, не содержащих большого количества легирующих элементов. К подобным методам относится поверх­ностное упрочнение штанги механическим или термическим воздействием. При этом повышаются эксплуатационные характе­ристики тонких поверхностных слоев, а механические характе­ристики средней части остаются неизменными. Эффект от по­верхностного упрочнения обусловлен прежде всего тем, что уве­личивается твердость только поверхностного слоя, а следовательно, и повышается его хрупкость. Сердцевина штанги оста­ется при этом мягкой и пластичной, хорошо работающей под действием динамических нагрузок.

Поверхностное упрочнение штанг обеспечивает появление в тонком слое остаточных сжимающих напряжений, которые, складываясь с растягивающими напряжениями во время ра­боты штанг, уменьшают абсолютную величину последних. В ре­зультате уменьшается раскрытие микротрещин на поверхности штанг и снижается интенсивность их развития.

Штанги упрочняются дробеструйным наклепом и поверхно­стной закалкой токами высокой частоты.

В первом случае наклеп поверхности штанг происходит при соударении с нею стальных или чугунных дробинок, направляе­мых с большой скоростью из дробеструйного аппарата. Во вто­ром случае в поверхностных слоях штанги появляются остаточ­ные напряжения (до 700 МПа), обусловленные образованием мартенситной структуры. Второй способ упрочнения более эф­фективен.

Кроме того, делаются попытки создания противокоррозион­ного поверхностного слоя за счет термодиффузионного цинкова­ния и электрофоретического алюминирования. Однако эти про­цессы не вышли пока за рамки лабораторных исследований.

Основные требования к условиям эксплуатации штанг

Долговечность колонны штанг можно повысить правильнойих эксплуатацией. В первую очередь жесткиетребования предъяв­ляются к перевозке им специальных транспортных средствах, выполнению погрузочно-разгрузочныхработ, размещению штанг во время спуско-подъемныхопераций в вертикальном положе­нии, применению элеваторов, исключающих эксцентричное при­ложение усилия, применению ключей, обеспечивающих свинчи­вание с контролируемым моментом затяжки, а также очистке и смазке резьбовых соединений при спуске колонны в скважину. Штанги с навинченными на один конец муфтами поставля­ются на промыслы упакованными в пакеты. Открытые резьбы муфты и штанги закрываются предохранительными колпачками и пробками. Грузят пакеты штанг при помощи крапа с травер­сой, обеспечивающей захват пакета тремя подвесками. При по­грузке запрещается подъем более чем одного пакета. Уклады­вать пакеты можно только на специальные стеллажи. При спуске новой колонны штанг в скважину на мостках необхо­димо оставлять три — четыре запасные штанги из той же пар­тии. Необходимо следить, чтобы опускаемые штанги не имели изгибов за головкой.

Для надежной работы резьб необходимо свинчивать ко­лонны с крутящим моментом, который составляет: для штанг диаметром 16 мм 300 Н∙м, 19 мм –500 Н∙м, 22 мм – 700 Н∙м, 25 мм – 1070 Н∙м. Недостаточный крутящий момент приводит к отвинчиванию резьбовых соединений во время работы, а пре­вышающий – к разрушению муфт и ниппелей. При развинчива­нии резьбовых соединений во время подъема колонны запреща­ется обстукивание муфт ключем или молотком.

Расчет колонны штанг проводится либо по приведенным выше формулам, либо по специально составленным таблицам, либо по номограмме Я. А. Грузинова.

Номограмма построена в координатах «глубина подвески насоса (м) –приведенные напряжения (МПа)» и состоит из трех систем. Система 1 представляет собой совокупность сочетаний применяемых скважинных насосов условных диаметров (28, 32, 38, 44, 56, 70, 95) и штанг (16, 19, 22, 25 мм).

Система 2 представляет собой совокупность сочетаний чисел качаний п (6, 8, 10, 12, 14, 16, 18) и длин ходов точки под­веса штанг S₀ (0,45, ..., 3,0).

Система 3 служит для расчета ступенчатых колонн. Рас­стояния между линиями этой системы и осью ординат характе­ризуют величины уменьшения приведенного напряжения при переходе от ступени меньшего диаметра к ступени большого диаметра.

Головка штанги Тело штанги Головка штанги

Соединительная

Рисунок 10.39 – Конструкция насосных штанг и муфт

Номограмма позволяет решать и обратнуюзадачу: по за­данной конструкции колонны определятьдействующие напря­жения.

В глубоких скважинахдопускаемая длина колонны, полу­ченная по номограмме, может отличаться от длины, определен­ной по формуле на 100–300 м.

Для получения точных данных необходимо использовать ме­тодику расчета, предусматривающую либо применение более точных формул для определения действующих усилий, либо внесение коррективы в допускаемые напряжения [σ_пр].

Конструкция штанг

Конструкция штанг и соединительных муфт, применяемых на отечественных промыслах, показана на рисунке 10.39. Насосные штанги выпускаются диаметром 12, 16, 19, 22, 25 мм. Средняя длина штанг 8 м. Кроме обычных штанг изготавляются укоро­ченные метровки длиной 1, 1,2; 1,5; 2 и 3 м для регулирования длины колонны в зависимости от глубины подвески насоса, т. е. для регулирования положения плунжера относительно цилин­дра. Резьба штанг накатывается, а у ее основания делается разгрузочная выточка. Штанги и муфты изготавливаются из сталей следующих марок:

для легких условий работы из стали 40, нормализованные,

для средних и среднетяжелых условий работы из стали 20Н2М, нормализованные;

для тяжелых условий работы из стали марки 40, нормализо­ванные, с последующим поверхностным упрочнением тела штанги по всей длине токами высокой частоты (ТВЧ) и из стали ЗОХМА, нормализованные с последующим высоким отпус­ком и упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ;

для особо тяжелых условий работы из стали 15НЗМА нор­мализованные с последующим упрочнением тела штанги ТВЧ.

Механические свойства материала штанг после их термиче­ской обработки должны соответствовать соответствующим показателям.

В зависимости от технологии изготовлений штанг и приме­няемых марок сталей применяются приведенные допускаемые напряжения. При упрочнении штанг токами высокой частоты они могут использоваться для тяжелых условий эксплуатации и обеспечивают допускаемые напряжения до 10 – 12 МПа.

Никельмолибденовые штанги (сталь 20НМ) предназначены в зависимости от термообработки при нормализации – для сред­них режимов работы, при нормализации с последующей поверх­ностной закалкой ТВЧ – при особо тяжелых. В первом случае они обеспечивают [σ_пр] ≤ 90 МПа, а при откачке коррозионных жидкостей [σ_пр] ≤ 60 МПа. Во втором случае они обеспечивают [σ_пр] ≤ 130 МПа.

Хромникелевые штанги (стали 20ХН) предполагаются для замены никельмолибденовых штанг и имеют близкие к ним па­раметры.

Как свидетельствует опыт эксплуатации, разрушения колонн происходят в результате поломок в теле штанг, в резьбе и сое­динительных муфт. Соотношение поломок следующее, %: в теле штанг — 60, в ниппеле—17, в муфте—13, саморазвинчивание резьбовых соединений 10. Это усредненные данные. Так, на­пример, для скважин глубиной 2000—2800 м с малыми деби-тами число обрывов в теле штанг составляет 91 %, а в неглу­боких с высокими дебитами преобладающая часть неполадок происходит из-за нарушения затяжки резьбовых соединений.

Тело штанги в 90 % разрушается в переходных зонах на участках длиной 200—250 мм, прилегающих к головкам, что обусловлено наличием в переходной зоне большего количества концентраторов напряжений и большим влиянием на характер распределения напряжений по поперечному сечению штанги изгиба или эксцентриситета головки штанги.

Поломки штанг вне переходных зон обусловлены продоль­ным изгибом нижних штанг, уменьшением поперечного сечения вследствие износа в искривленных участках скважины; внут­ренними дефектами материала; внешними дефектами, появив­шимися при исправлении погнутой штанги, забоин и т. п.

Резьбы штанг разрушаются по сечениям, расположенным в зоне первых двух наиболее нагруженных витков резьбы. Расчеты показывают, что первый виток резьбы ниппеля воспринимает до 27 % всей нагрузки, приложенной к резьбовому соединению. На долю же первых двух витков происходит до 47 % общего усилия. Причем чем меньше диаметр резьбы, тем менее равномерно распределение нагрузки. По мнению исследовате­лей резьбы прежде всего разруша­ются в результате коррозии, пора­жающей наиболее напряженные участки, увеличивающей концентра­цию напряжений в наиболее нагру­женных витках резьбы.

Замена накаткой нарезания резьбы, введение зарезьбовой — раз­грузочной— канавки, а также опти­мизация размеров элементов резьб позволили сократить число разру­шений в резьбе. Причем в настоя­щее время подобные разрушения обусловлены их неправильной эксплуатацией.

Поломки соединительных муфт происходят, как правило, в сильно искривленных участках скважин и обусловлены умень­шением площади поперечного сечения в результате абразив­ного изнашивания боковой поверхности муфты.

Трубчатые штанги

Использование в качестве кинема­тической связи привода со скважинным насосом трубчатых штанг позволяет решить некоторые из перечисленных проблем:

уменьшить металлоемкость внутрискважинного оборудова­ния за счет исключения колонны насосно-компрессорных труб, эксплуатировать скважины, продукция которых содержит боль­шое количество механических примесей, уменьшить пиковую на­грузку в точке подвеса штанг за счет увеличения ее плавучести, проводить ряд технологических операций (например, деэмульгирование жидкости, проведение внутрискважинной депарафинизации) в процессе подъема пластовой жидкости на поверх­ность, для чего по внутренней полости штанг закачивается со­ответствующий реагент, обеспечить одновременно-раздельную эксплуатацию двух пластов и т. п.

В качестве примера рассмотрим внутрискважинное обору­дование при использовании полых штанг для откачки пластовой жидкости с высоким содержанием механических примесей (рисунок 10.40). При работе установки жидкость, откачиваемая скважинным насосом, поступает во внутреннюю полость труб­чатых штанг и поднимается по ней на поверхность. Верхняя часть колонны соединена гибким отводом с промысловым кол­лектором.

Режим работы установки и размеры штанг подбираются таким образом, чтобы скорость потока жидкости в полых штан­гах превышала скорость падения частиц песка, т. е. чтобы соблюдалось условие

d_B ≤ (0,65 — 0,75),

где d_B — внутренний диаметр трубчатых штанг; Q — расход жидкости; v₀ — скорость свободного осаждения песка в откачи­ваемой жидкости.

Использование полых штанг позволяет значительно сокра­тить число заклиниваний насоса и забивания песком его кла­панов.

Сопоставление конструкций обычных и полых штанг показы­вает, что производство последних сложнее, их металлоемкость и стоимость значительнее. Кроме того, требования к резьбовым соединениям полых штанг выше, так как они должны быть гер­метичными в течение всего срока эксплуатации.

В настоящее время в нашей стране разработаны трубчатые штанги марки ШПН 42X3,5 с наружным 42 мм и внутренним 35 мм диаметрами. Головки штанг имеют наружный диаметр 56 мм. Длина штанг 6085 мм. Они изготавливаются из сталей 45 или 35 группы В. Поверхность штанг упрочняется ТВЧ и имеет твердость порядка HRC 48—53. Головки привариваются к телу штанги трением, а резьба на них накатывается. Соеди­нительные муфты изготавливают из труб диаметром 57 мм, материал — сталь 15ХМ.

Рекомендуемый момент свинчивания составляет 1100 Н∙м.

Одной из основных проблем в создании трубчатых штанг яв­ляется обеспечение герметичности из резьбовыхсоединений в течение всего срока эксплуатации.

Заключение

Штанговая колонна является одним из ответственных элементов установки. Условия работы ее очень сложны, поэтому эксплуатация штанговой колонны должна осуществляться грамотным ее подбором, аккуратным обслуживанием со стороны персонала и должны приниматься меры по облегчению условий работы в скважине. Расчет штанговой колонны должен вестись по максимальным и приведенным напряжениям. В настоящее время существуют многочисленные динамограммы, с помощью которых можно осуществлять подбор штанговой колонны непосредственно для заданных скважинных условий.

Список использованных источников

1. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984. – 464 с.

2. Чичеров Л.Н. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М., Недра, 1983. – 308 с.

3. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи. – М.: Недра, 1964. – 264 с.

Лекция 10.9

Введение

В настоящее время около 60 % добывающих нефтяных скважин оборудованы штанговыми скважинными насосами. Главные преимущества штанговых скважинных насосов следующие:

– технически несложный, относительно быстрый монтаж;

– наличие скважинных насосов различных размеров, изготовленных из различных материалов, в зависимости от дебитов и откачиваемой среды;

– возможность адаптации к изменяющимся условиям притока за счет изменения частоты хода плунжера насоса и его длины;

– относительно высокий общий коэффициент полезного действия;

– нетребовательность технического обслуживания;

– долгий срок службы;

– относительно незначительные расходы на проведение ремонта насосов.

В качестве недостатков следует назвать:

– ограниченность дебита и глубины эксплуатации предельной допустимой нагрузкой на насосные штанги;

– высокий износ насосных штанг и насосно-компрессорных труб (в особенности в случае искривленных скважин);

– существенная трудоемкость спуско-подъемных операций по замене скважинных насосов.

Основная часть

Определение параметров штанговой скважинной насосной установки (рисунок 10.41) включает расчет и подбор трех элементов системы:

– скважинного насоса;

– колонны насосных штанг;

– привода скважинного насоса.

1 – станок-качалка; 2 – устьевое оборудование; 3 – колонна НКТ; 4 – колонна насосных штанг; 5 – замковая опора; 6 – вставной штанговый насос; 7 – невставной штанговый насос

Рисунок 10.41 – Штанговая насосная установка

Обычные скважинные насосы по принципу действию относятся к плунжерным насосам простого действия. Ниже приводится схема процесса работы скважинного насоса (рисунок 10.42).

Исходная ситуация: насос и насосно-компрессорная труба заполнены пластовой жидкостью; плунжер находится в верхней мертвой точке О.Т; нагнетательный клапан закрыт. Нагрузку столба жидкости над насосом принимают на себя насосные штанги.

При прекращении потока жидкости снизу через всасывающий клапан, последний закрывается под действием силы тяжести. Цилиндр полностью или частично заполнен жидкостью. При погружении плунжера в эту жидкость нагнетательный клапан открывается, вес жидкости воспринимается всасывающим клапаном и, следовательно, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) (рисунок 10.42, а). При дальнейшем ходе плунжера вниз (рисунок 10.42, б) верхняя штанга погружается в столб жидкости, вытесняя соответствующий ее объем, который подается во внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб.

В случае применения плунжеров, диаметр которых равен диаметру верхней штанги или меньше его, подача жидкости в НКТ производится только во время хода плунжера вниз, в то время как при ходе плунжера вверх вновь набирается столб жидкости.

Как только плунжер начинает двигаться вверх, нагнетательный клапан закрывается, нагрузка жидкости снова передается на насосные штанги. Если пластовое давление превышает давление в цилиндре, всасывающий клапан открывается в момент отхода плунжера от нижней мертвой точки U.T. (рисунок 40.42, в). Поступление жидкости из пласта в цилиндр продолжается, пока ход плунжера вверх не закончится в позиции О.Т. (рисунок 10.42, г). Одновременно с поднятием столба жидкости над плунжером происходит всасывание равного количества жидкости.

На практике, однако, рабочий цикл насоса обычно сложнее, чем указано на этой упрошенной схеме. Работа насоса зависит в значительной мере от размера вредного пространства, содержания свободного газа в пластовой жидкости и от вязкости откачиваемой среды.

Кроме того, вибрации колонны насосно-компрессорных труб и насосных штанг, возникающие в результате непрерывной перемены нагрузки столба жидкости, и вибрации клапанов также влияют на цикл откачки.

Классификация по стандарту Американского

нефтяного института (АРI)

Трубные штанговые скважинные насосы и вставные штанговые скважинные насосы классифицированы по API согласно стандарта 11АХ в зависимости от исполнения цилиндра и плунжера, а также от расположения замковой опоры, и имеют соответствующее условное обозначение. На рисунке 10.43 и в таблице 3 дается система обозначения по API. Также приводятся дополнительные объяснения и пример спецификации.

Полное обозначение скважинного насоса включает:

1. номинальный диаметр НКТ;

2. номинальный диаметр плунжера;

3. тип насоса, тип рабочего цилиндра, расположение и тип замка;

4. длину цилиндра в футах, или, соответственно, число втулок;

5. номинальную длину плунжера в футах (1 фут = 0,3048 м);

6. общую длину удлинителей, если такие применяются.

X X – X X XXXXXX – X – X

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1. Номинальный диаметр НКТ:

15 – 1,900"; 20 – 2³/₈"; 25 – 2⁷/₈"; 30 – 3¹/₂".

2. Диаметр насоса (номинальный размер):

106 – 1¹/₁₆" (27,0 мм); 125 – 1¹/₄" (31,8 мм); 150 – 1¹/₂" (38,1 мм);

175 – 1³/₄" (44,5 мм); 178 – 1²⁵/₃₂" (45,2 мм); 200 – 2" (50,8 мм);

225 – 2¹/₄" (57,2 мм); 250 – 2¹/₂" (63,5 мм); 275 – 2³/₄" (69,9 мм).

3. Тип насоса: R – вставной насос;

T – трубный насос.

4. Рабочий цилиндр:

– с металлическими плунжерами: W – тонкостенный;

H – толстостенный;

L – втулка;

– с плунжерами с мягким уплотнением: S – тонкостенный;

P – толстостенный.

5. Расположение замка: А – верхнее;

В – нижнее;

Т – нижнее с неподвижным плунжером.

6. Тип крепления: С – манжетное крепление;

М – механическое крепление.

7. Длина цилиндра в футах или число втулок.

8. Номинальная длина плунжера в футах.

9. Общая длина удлинителей.

Пример:

Вставной глубинный насос с толстостенным цилиндром длиной 16', металлическим плунжером длиной 4', Ø 1¹/₄", удлинителями 2', нижним замком манжетного типа, работающий в НКТ 2³/₈", обозначается следующим образом:

20-125 RHBC 16-4-2.

Дополнительно следует указать:

а) тип материала цилиндра;

б) тип материала плунжера;

в) вид исполнения плунжера – ниппельного или муфтового типа;

гладкого типа или с пазами;

зазор;

посадочный комплект (у насосов с втулками);

г) вид исполнения и тип материала корпусов клапанов;

д) материал седел клапанов и шариков;

е) материал разборных деталей;

ж) длину каждого удлинителя;

з) соединительные резьбы насосных штанг и насосно-компрессорных труб.

Таблица 3 – Система обозначения глубинных штанговых насосов по АPI

Классификация по ОСТ 26-16-06-86

Скважинные насосы по ОСТ 26-16-06-86 выпускаются следующих типов: НВ1 – вставной с замком наверху; НВ2 – вставной с замком внизу; НН – невставной без ловителя; НН1 – невставной с захватным штоком; НН2 –невставной с ловителем.

Пример обозначения насосов по ОСТ 26-16-06-86:

X X XX – X X – X X – X X – X

1 2 3 4 5 6

1. Тип насоса: НВ1, НВ2, НН, НН1, НН2.

2. Исполнение насоса по конструкции цилиндра и конст­руктивным особенностям самого насоса:

Б – безвтулочный, толстостенный цельный цилиндр;

С – втулочный, составной цилиндр;

И – износостойкое исполнение. Буква И ставится в конце обозначения насоса и означает, что насос предназначен для работы в средах с содержанием механических примесей от 1,3 до 3,5 г/л; если этой буквы нет, то насос предназначен для работы в средах с содержанием механических примесей до 1,3 г/л;

Т – насос с полым штоком. Данные насосы предназначены для работы с полыми штангами, причем подъем откачиваемой жидкости осуществляется по внутреннему каналу полых штанг; А - насос с автосцепом колонны штанг с плунжером. При­меняется только для насосов НН;

Д1, Д2 – специальные двухплунжерные насосы для откачки высоковязких, газированных жидкостей или для утяжеления низа штанговой колонны при ходе плунжера вниз.

3. Условный диаметр насоса в миллиметрах. Стандарт пре­дусматривает выпуск насосов условным диаметром 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102 мм. Условный диаметр насоса определяется диаметром плунжера и может не совпадать с фактическим его значением. Например, насосы условным диаметром 32 мм будут иметь разброс фактических диаметров плунжеров от 31,9 до 32,425 с шагом 0,025 мм.

4. Максимальный ход плунжера в миллиметрах, уменьшен­ный в 100 раз.

5. Напор в метрах водяного столба, уменьшенный в 100 раз.

6. Группа посадки 0, 1, 2, 3 по степени увеличения зазора между плунжером и цилиндром.

Пример:

Насос НН2Б-44-30-12-1 – насос невставной с ловителем, цилиндр цельный безвтулочный, условный диаметр 44 мм, максимальный ход плунже­ра 3000 мм, напор 1200 м, 1 группа посадки, нормальное исполнение.

Насос НВ1БТ-32-30-15-0И – насос вставной с замком наверху, цилиндр цельный безвтулочный, полый шток для подъема жидкости по полым штан­гам, условный диаметр 32 мм, максимальный ход плунжера 3000 мм, напор 1500 м, 0 группа посадки, износостойкое исполнение.

Насос НВ1БД 1-38/57-25-12-2 – насос вставной с замком наверху, цилиндр цельный безвтулочный, насос двухплунжерный специальный, один плунжер – верхний с условным диаметром 57 мм, другой – нижний 38 мм, максимальный ход плунжера 2500 мм, напор 1200 м, 2 группа посадки, нормальное исполне­ние.

Насос ННБА-95-45-08-2 – насос невставной, цилиндр цельный безвтулоч­ный, с автосцепом и сливным устройством, условный диаметр 95 мм, макси­мальный ход плунжера 4500 мм, напор 800 м, 2 группа посадки, нормальное исполнение по стойкости к среде.

Типы и виды исполнения скважинных насосов

Выпускаются следующие типы скважинных насосов:

– трубные;

– вставные;

– обсадные.

Изготовляются также специальные модели, предназначенные для применения в нестандартных условиях эксплуатации (например, высокое газонефтяное отношение, большой дебит, высоковязкая среда, большое содержание песка).

В пределах отдельных рядов типоразмеров возможны многочисленные варианты исполнения и комбинации деталей.