Похожие презентации:
Оборудование штанговых насосных скважин. (Лекция 7)
1. Оборудование штанговых насосных скважин
Насосные штангиШтанговые насосы
Станки-качалки
Цепной привод
2. Штанговая колонна
• является передаточным звеном отбалансира станка-качалки к насосу и
представляет собой гибкую упругую нить,
предназначенную,в основном, для несения
только растягивающей нагрузки.
Отношение ее диаметра к длине в среднем
равно 0,00002.
3. Проблемы эксплуатации штанговой колонны
• 1.Появление продольного изгиба• В течение каждого цикла работы насоса штанги испытывают
переменные нагрузки. Число перемен нагрузки в среднем
составляет 7—17 тысяч в сутки. Нижняя часть колонны штанг
разгружена под действием силы Архимеда от собственного
веса. При ходе штанг вниз в насосе возникают силы
сопротивления, направленные против движения штанг. В
результате штанговая колонна при ходе вниз сжимается.
• Сжимающие нижнюю часть колонны усилия приводят ее
к продольному изгибу, ограниченному стенками труб.
Следствие продольного изгиба — возникновение
дополнительных напряжений в штангах от изгиба,
усиление износа штанговых муфт и труб, а также ослабление
резьбовых соединении штанг.
4. Развинчивание штанг
• В штанговой колонне имеется большое числорезьбовых соединений (в среднем более 100),
что создает сравнительно высокую
вероятность самопроизвольного отвинчивания
штанг. Основными причинами этого вида
неполадок являются недостаточное крепление
резьбовых соединений, плохая смазка и
загрязнение резьб, упорных поверхностей
торцов муфт и буртиков головок штанг. Играет
роль также продольный изгиб нижней части
колонны при применении насосов среднего и
большого диаметра.
5. Коррозионный износ
• Штанги постоянно работают в жидкости,свойства и состав которой существенно влияют
на работоспособность штанг.
• В качестве базовых в условиях ОАО «Татнефть»
рекомендуются к применению штанги из стали
класса С, для особых условий — класса К (сильно
коррозионная среда) и Д (повышенные нагрузки,
откачка из высокодебитных скважин). Во избежание
концентрации напряжений, которые могут вызвать
преждевременное усталостное разрушение,
рекомендуется применять муфты гладкого
исполнения.
6. Износ муфт
• Штанговые муфты во многих местах соприкасаются свнутренней поверхностью труб и изнашиваются. Износ
муфт приводит иногда к поломке их или нарушению
резьбового соединения. Особенно часты эти неполадки
в скважинах со значительной кривизной ствола.
• В наклонно-направленных скважинах для
предотвращения истирания штанг и НКТ рекомендуется
применять центраторы. Центраторы изготавливаются
из полимерных материалов способом литья под
давлением на тело штанги. Для оснащения
центраторами используются штанги, изготовленные по
ТУ 26-0210-39-92, ГОСТ 13877-80, ГОСТ 13877-96 и
спецификации 11В АНИ.
7. Усталостные процессы в материале штанг
Вследствие неоднородности состоящего из разно ориентированных
кристаллов и аморфных частиц, напряжения в разных частях любого сечения
штанги не одинаковы.
Некоторые точки с завышенным напряжением
окажутся и на поверхности штанги. В этих
местах из-за переменности нагрузки с течением времени происходит
микроскопический сдвиг частиц металла и постепенно образуется
трещина (невидимая даже при сильном оптическом увеличении). Трещина
увеличивается.
Площадь излома имеет зернистую структуру и светлый оттенок — по этой
части сечения и происходит излом
Усталостные трещины образуются также по следующим причинам:
Наличие на поверхности штанг механических повреждений (рисок, лунок) от
ударов металлическими предметами. На дне риски (особенно поперечной)
или лунки создается концентрация напряжений и трещина начинает быстро
увеличиваться.
Проявление перенапряжений в поверхностном слое металла, возникающего
из-за изгиба штанги при ее транспортировке или подъемно-спускных
операциях. Поэтому необходимо тщательно следить за тем, чтобы дефектные
штанги не попали
8.
• В зависимости от режима работы ШСНУ колоннанасосных штанг может быть одноступенчатой и
многоступенчатой. Каждая ступень должна состоять
из штанг одного типоразмера. В многоступенчатых
колоннах, как правило, применяют штанги одной
марки стали и одного вида термической обработки.
Длина каждой ступени должна быть подобрана
таким образом, чтобы все ступени колонны были
одинаково нагружены по значению приведенного
напряжения, а в случае применения штанг из
разных марок стали или вида термической
обработки — с учетом различия в допустимых
приведенных напряжениях.
9. Выбор колонны штанг
максимальное напряжениецикла
минимальное
напряжение цикла
амплитудное
напряжение
.
приведенное
напряжение
max
Pmax
f шт
min
Pmin
f шт
max min
a
2
пр max · a
10. Расчёт «утяжелённого низа» штанговой колонны
Длина утяжеленных штанг,предотвращающих продольный изгиб нижней части штанговой
колонны
L т .шт
Pт .шт
q т .шт
,
Где Pт.шт — общий вес утяжеленных штанг в жидкости, Н;
qт.шт — вес в жидкости 1 м утяжеленных штанг
11.
Значение предельной амплитуды а.пред примерно в 2раза меньше приведенного напряжения, рассчитанного
по И.А. Одингу.
Поэтому обязательным условием прочности штанг
должно быть:
a a доп
пр доп
2
Где пр доп — допустимое приведенное напряжение.
12. Трубы гладкие и муфты к ним
ТрубаМуфта
Условный
диаметр
трубы,
мм
89
Толщина
стенки,
мм
6,5
73
5,5
73
60
7
5
Внутренний
диаметр,
мм
Масса
1м
гла
дко
й
тру
бы,
кг
75,9
13,2
62
59
50,3
Объем 1 м
трубы, л
Наружн
ый
диа
мет
р, м
м
Длина, мм
Масса,
кг
4,52
108
146
3,6
9,2
11,4
3,02
2,73
88,9
88,9
132
132
2,4
2,4
6,8
1,99
110
1,3
73
При эксплуатации нефтяных скважин среднего и нижнего карбона, продукция которых содержит сероводород
и другие коррозионно-активные вещества, трубы подвергаются сульфидному коррозионному растрескиванию
под напряжением. Для исключения указанного вида разрушения необходимо проводить выбор марок труб и
расчет лифтовых колонн с учетом опасности его проявления.
В скважинах среднего и нижнего карбона применение труб с высокими пределами текучести по ГОСТ 633-80
не рекомендуется из-за повышенной склонности к сульфидному растрескиванию материала труб и муфт
(группы Е, Л, М). В этих условиях целесообразно применение отечественных стальных труб группы
прочности Д.
13. Характеристики штанг
ГОСТ 13877-80,ТУ 26-0210-39-92
Характеристика штанг
Спецификация 11В АНИ
Обозначение штанг
ШН-16
ШН-19
ШН-22
ШН-25
5/8
3/4
7/8
1
Диаметр тела штанги
(d), мм
16,00
19,00
22,00
25,00
15,90
19,05
22,23
25,40
22,0
32,
0
26,0
35,
0
26,0
35,
0
33,0
38,
0
22,2
31,
8
25,4
31,
8
25,4
31,
8
33,3
38,
1
8000
8000
8000
8000
7580
7590
7600
7610
Размер цапфы под
ключ, мм:
Ширина (Ws)
Длина (Wl)
Длина штанги (L), мм
Длина укороченной
штанги, мм
1000, 1200, 1500, 2000
1200, 1800, 2410, 3020
Марка стали
Класс К — 20Н2М
Класс С — 40Г2
Класс D — 40ХГМ
И другие по ГОСТ 4543-71 или
ГОСТ 1050-88
Определяется производителем
Минимальный предел
текучести, МПа
Прочность на
разрыв, МПа
Класс К — 414
Класс С — 414
Класс D — 586
Класс К — 414
Класс С — 414
Класс D — 586
Класс К — 620…793
С — 620…793
D — 793…965
Класс К — 620…793
С — 620…793
D — 793…965
14. Приводы штангового насоса
Привод предназначен для приведенияколонны насосных штанг в возвратнопоступательное движение. Как правило,
в состав привода штангового насоса
входят электродвигатель,
клиноременная передача, редуктор,
механизм преобразования
вращательного движения в возвратнопоступательное и подвеска устьевого
штока.
1 — электродвигатель;
2 — клиноременная передача;
3 — редуктор;
4 — механизм преобразования
вращательного движения в возвратнопоступательное;
5 — подвеска устьевого штока
15.
• Подавляющее большинство применяемых внастоящее время приводов штангового насоса
(станков-качалок) балансирного типа,
механического действия, с преобразующим
механизмом, выполненным на основе
шарнирного четырехзвенника
• С точки зрения увеличения срока службы
штанговой колонны предпочтительны режимы
откачки с максимальной длиной хода,
обеспечиваемой данным приводом при
минимальном диаметре скважинного насоса.
16.
• Исходя из условий эксплуатации скважин в ОАО«Татнефть», для группы скважин эксплуатирующих
горизонты Д0 — Д1 необходимы приводы с
максимальной нагрузкой в точке подвеса штанг 60 и
80 кН (выбор для конкретной скважины
определяется диаметром насоса, глубиной
подвески и глубиной погружения под уровень).
• Базовыми для рассматриваемой группы скважин
могут быть признаны приводы типа ПНШ
17.
• Если все рассматриваемые приводыгрузоподъемностью 80 кН имеют
максимальную длину хода 3 м, то приводы
грузоподъемностью 60 кН разных
модификаций имеют разную величину
максимальной длины хода, — от 2,1 м
• При условии предпочтительной реализации
максимальной длины хода приводы с длиной
хода 3 м обеспечивают снижение частоты
качаний и соответственное увеличение
долговечности работы штанг по сравнению с
приводами с длиной хода 2,1 м на величину
порядка 40 %.
18.
• Для скважин эксплуатирующих горизонт С1оптимальными являются приводы
грузоподъемностью 60 кН
• Для скважин эксплуатирующих горизонт С2
достаточна грузоподъемность привода
40 кН
19. Насосно-компрессорные трубы
• Насосно-компрессорные трубы (НКТ),применяемые для эксплуатации скважин
штанговыми насосами, изготавливаются в
соответствии с ГОСТ 633-80. Они
подразделяются на следующие виды:
• трубы гладкие;
• трубы гладкие высокогерметичные (НКМ);
• трубы с высаженными наружу концами (В);
• трубы безмуфтовые с высаженными наружу
концами (НКБ).
20.
• Для эксплуатации скважин штанговыминасосами в ОАО «Татнефть» базовыми
являются трубы гладкие с условным
диаметром трубы 73 и 60 мм. Для насосов
большого диаметра, а также при
эксплуатации скважин с ВВН находят
применение трубы диаметром 89 мм.
21. Трубы гладкие и муфты к ним. Размеры
ТрубаМуфта
Условны
Внутрен Масса
й
Толщина
ний
гладкой
диаметр стенки,
диаметр, трубы,
трубы,
мм
мм
кг
мм
Наружн
Объем
ый
Длина, м
трубы, л диаметр,
м
мм
Масса,
кг
89
6,5
75,9
13,2
4,52
108
146
3,6
73
73
5,5
7
62
59
9,2
11,4
3,02
2,73
88,9
88,9
132
132
2,4
2,4
60
5
50,3
6,8
1,99
73
110
1,3
22. Проблемы эксплуатации НКТ
• При эксплуатации нефтяных скважин среднего и нижнегокарбона, продукция которых содержит сероводород и другие
коррозионно-активные вещества, трубы подвергаются
сульфидному коррозионному растрескиванию под
напряжением. Для исключения указанного вида разрушения
необходимо проводить выбор марок труб и расчет лифтовых
колонн с учетом опасности его проявления.
• В скважинах среднего и нижнего карбона применение труб с
высокими пределами текучести по ГОСТ 633-80 не
рекомендуется из-за повышенной склонности к сульфидному
растрескиванию материала труб и муфт (группы Е, Л, М). В этих
условиях целесообразно применение отечественных стальных
труб группы прочности Д.
23.
• усталостные процессы в трубах проявляются вомного раз слабее, чем в штангах. Обрыв труб
вследствие усталости металла — редкое явление.
Трубы с гладкими концами обрываются по
наиболее нагруженному сечению, т. е. по первой
нитке резьбы.
• Наиболее существенная неполадка в трубах при
эксплуатации скважин — это потеря герметичности
резьбовых соединений. Нарушение герметичности
приводит к потерям в текущей добыче нефти и
сложным дорогостоящим ремонтным работам.
24.
• Герметичность соединений труб зависит отсвойств откачиваемой жидкости.
• При откачке чистой нефти обычной вязкости
(не говоря уже о высоковязкой нефти) утечки в
резьбовых соединениях наблюдаются очень
редко.
• Промысловая практика показывает также, что
утечки наблюдаются редко и при
обводненности скважин до 50—60%.
• Но при возрастании обводненности за
пределы 60% частота утечек и их
интенсивность резко увеличиваются.
25.
Герметичность насосных труб зависит также отследующих показателей.
• Величины крутящего момента, развиваемого
при креплении резьбовых соединений.
Недостаточная величина крутящего момента
способствует возникновению течи. Чрезмерно
большой крутящий момент вызывает
преждевременный износ резьбы.
• Чистоты резьбы и хорошей ее смазки. Смазка
должна содержать антифрикционные
компоненты.
• Числа свинчиваний и развинчиваний, т. е.
частоты подземных ремонтов с подъемом
труб.
26. Трубы с покрытиями
• С целью предотвращения отложения парафина и солей натрубах, а также защиты от коррозии, внутреннюю поверхность
НКТ покрывают защитным составом. Покрытие производится на
Бугульминском механическом заводе (БМЗ).
• Для покрытия НКТ используются полимерные материалы.
• Покрытие наносится на всю внутреннюю поверхность трубы,
торцевые части и первые 2 — 3 витка резьбы. У муфт резьба
покрывается только на расстоянии 8 — 12 витков в центральной
ее части (т. е. 4 — 6 витков с каждой стороны от центра). Таким
образом, при свинчивании у НКТ защищается как внутренняя
часть трубы, так и резьбовая часть муфтового соединения.
Полимерное покрытие имеет невысокую термостойкость, что
необходимо учитывать при эксплуатации.
27. ГЛУБИННЫЕ НАСОСЫ
• Глубинный штанговый насос — вертикальный, одинарногодействия, с проходным плунжером. Ходы всасывания и нагнетания у него совпадают и осуществляются при движении плунжера вверх. При движении плунжера вниз происходит «холостой» ход. Такие насосы имеют номинальные диаметры от 28
до 93 мм. Насосы классифицируют в зависимости от их
диаметров:
• малого диаметра 28. 32, 38, 43 мм
• среднего диаметра
55 мм
• большого диаметра68, 82, 93 мм и более
• Насосы бывают невставные (трубные) и вставные: у первых
цилиндр монтируется на резьбе на конце насосных труб и
спускается в скважину вместе с трубами; у вторых он
предусмотрен внутри насосных труб.
• Большим преимуществом вставного насоса является то, что для
его смены или проверки состояния насоса нет необходимости
поднимать и спускать трубы, что намного упрощает и ускоряет
подземный ремонт, удлиняет срок службы резьбовых соединений труб.