WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

-необходимость использования штанговых протекторов и штанговращателей, которые не гарантируют полную ликвидацию вышеперечисленных проблем;

-повышенное изгибающее напряжение на резьбовые соединения штанговых муфт, вызванное кривизной ствола скважины, что значительно снижает прочность соединительных муфт и приводит к обрыву колонны насосных штанг [4].

Автором работы были выполнены исследования статистических закономерностей отказов работы штанговой установки в процессе откачки бурового раствора и жидкости с песком в наклонно-направленных скважинах.

На рисунке 1 представлена динамограмма статистических закономерностей отказов работы ШСНУ.

4% Электродвиг.

11% НКТ 19% Обрыв муфт и штанг 13% Устьевое 35% Засорение и оборудование 18% Износ клин плунжера плунжера Рисунок 1 – Статистические закономерности отказов работы ШСНУ Как видно из рисунка 1, основными причинами отказов работы ШСНУ являются засорение и клин плунжера насоса (35%), обрыв муфт и штанг (19%) и износ плунжера (18%) песком, солями и другими твердыми осадками. Промысловый опыт показал, что подавляющее число заклиниваний плунжера происходит при остановках скважин, даже сравнительно кратковременных, на 15-25 минут, вследствие того, что осаждение песка начинается сразу же, как только произвели остановку насоса.

На Ново – Узыбашевском месторождении в ООО “Нефтегазодобывающее управление Уфанефть” был проведен эксперимент по определению эффективности откачки бурового раствора стандартной штанговой насосной установкой в период освоения скважины после бурения бокового ствола. Попытка откачать буровой раствор из скважины № 142сстандартным штанговым насосом типа НСН – 43 не увенчалось успехом.

Насос после откачки 6 м3 жидкости прекратил подавать. Исследованиями было установлено, что произошло забивание шаровой клапанной пары насосного плунжера фильтратом бурового раствора, что явилось причиной срыва подачи.

Как известно, простои скважин бывают довольно длительными с образованием над насосом высокой пробки из твердых осадкообразующих включений (до 20 м в высоту), что в большинстве случаев после остановок оборудования делает плунжер неподвижным.

В трубных насосах при попытках сдвинуть плунжер с места вверх немедленно произойдет его заклинивание из–за попадания массы песка в зазор между плунжером и цилиндром и резкого увеличения сил трения.

Похожая картина наблюдается и во вставном насосе, когда из–за песчаного осадка его не удается сорвать с посадочного конуса. При заклинивании плунжера и прихвате штанг в трубах во вставном насосе приходится совместно поднимать штанги и трубы, что часто сопряжено с износом подземного оборудования.

Немаловажной проблемой эксплуатации скважин штанговыми насосами, в продукции которых находится песок, являются утечки жидкости.

В основном утечки жидкости возникают из-за повышенного износа контактирующих металлических частей штангового оборудования. Течь жидкости между цилиндром и плунжером, в клапанных парах плунжера и в соединениях насосных труб препятствуют установлению оптимального режима работы скважины.

Если в трубах, цилиндре и клапанной паре плунжера имеются заметные утечки, то уровень жидкости в затрубном пространстве после остановки насоса будет повышаться не только за счет притока жидкости из пласта, но и за счет стекания скважинной продукции из пропускающих элементов подземного оборудования. Если расход жидкости из пропускающих элементов равен количеству притекающей из пласта продукции, то объем жидкости, накопившейся в затрубном пространстве скважины, будет частично состоять из жидкости, вытекшей из пропускающих элементов ШСНУ. В этом случае дебит скважины в процессе работы существенно снизится по сравнению с ожидаемым дебитом. Увеличение объема утечек в процессе работы насоса отрицательно сказывается на эффективности откачки песочных фракций, особенно при периодическом отборе жидкости.

По третьей задаче исследования была усовершенствована конструкция штанговой насосной установки, выполнены аналитические расчеты зависимости между геометрическими параметрами нагнетателей жидкости и их прочностными свойствами при действии изгибающих напряжений. Также были усовершенствованы существующие и разработаны новые конструкции нагнетателей жидкости и получена методика расчета оптимального расстояния между нагнетателями жидкости применительно к индивидуальным свойствам откачиваемой продукции Конструкция штанговой скважинной насосной установки, дополнительно снабженной нагнетателями жидкости, представляет собой серийное штанговое оборудование, дополнительно снабженное механическими устройствами – гидродинамическими нагнетателями жидкости, получившими более широкое название как дискретные “муфтынагнетатели”.

На рисунке 2 представлен общий вид ШСНУ в компоновке с нагнетателями жидкости, расположенными на колонне насосных штанг, и штанговый нагнетатель жидкости.

ШСНУ, снабженная нагнетателями жидкости Штанговый нагнетатель жидкости 1 1 – штанговая насосная установка, 2 – штанговые муфты-нагнетатели, 3 – колонна насосных штанг, – электродвигатель, 5 – скважинная продукция с песком и твердыми осадками или буровой раствор, 6 – плунжер, 7 – накладки, 8 – шкив электродвигателя Рисунок 2 – ШСНУ в компоновке с нагнетателями жидкости и штанговый нагнетатель жидкости h h h h h Нагнетатель жидкости состоит из полой муфтовой части 1, полой ниппельной части 2, седла клана 3 и шарового клапана 4.

Штанговые нагнетатели жидкости представляют собой механические устройства, выполненные из металла и дублирующие плунжер штангового насоса. Они являются многофункциональными механическими устройствами и выполняют функции плунжеров, соединительных муфт штанг и устройств, разделяющих весь объем скважинной жидкости на отдельные ступени в НКТ. Нагнетатели жидкости в паре с внутренней поверхностью насоснокомпрессорных труб образуют подобие пары “плунжер-цилиндр”.

Основным требованием при разработке конструкции нагнетателей жидкости является обоснование его габаритных размеров. Вследствие того, что завод – изготовитель при изготовлении НКТ допускает сплюснутость или овальность труб, то для свободного прохождения внутри трубы нагнетатель жидкости должен иметь наружный диаметр не более 59,8 мм, что достоверно известно из практики эксплуатации труб.

Процесс откачки жидкости осуществляется следующим образом. После окончания бурения скважины или подземного ремонта, когда в скважине находится буровой раствор или жидкость глушения, производится ее оснащение ШСНУ. На колонну штанг устанавливаются нагнетатели жидкости 2 с определенным интервалом между ними, в зависимости от кривизны ствола скважины и свойств откачиваемой продукции. На шкив электродвигателя 8 надеваются накладки 7 для увеличения его диаметра и приводя в действие электродвигатель 4, начинают процесс откачки скважинной жидкости.

При установке нагнетателей жидкости на колонну штанг расстояние между ними определяется расчетным путем. Расстояние между нагнетателями жидкости зависит от свойств откачиваемой продукции и параметров откачки, и оптимальное расстояние между муфтаминагнетателями будет выполняться при соблюдении следующего условия:

h Sпл = (1) пл осед, h где - расстояние между нагнетателями жидкости, м;

пл - объем плунжера насоса, м;

Sпл - длина хода полированного штока, м;

осед - скорость оседания твердых фракций в жидкости м/с.

При уточнении формулы расчета оптимального расстояния между нагнетателями жидкости при откачке газожидкостной смеси с песком, твердыми осадками, парафином и бурового раствора необходимо учесть скорость индивидуального оседания твердых фракций в колонне НКТ. Для этого введем дополнительные параметры, такие как диаметр и плотность частиц твердых осадков и вязкость жидкости.

По формуле 2 определим скорость оседания песочных фракций в жидкости:

2 d (п - с ) g d (п - ж(1-г )+ г г ) = =, (2) осед 18µc 18µс d где - максимальный диаметр частиц песка, м;

п - плотность песчинок, кг/м3;

с - средняя плотность среды с учетом газа кг/м3;

µс - вязкость откачиваемой жидкости, Па·с.

Численный расчет расстояния между нагнетателями жидкости с учетом ввода новых параметров показал, что при откачке песочной жидкости, оптимальное расстояние между нагнетателями соответствует 157 метрам, для бурового раствора и высоковязких жидкостей глушения 90 метров.

Теоретическими расчетами, основанными на сочетании методик по определению страгивающей нагрузки и расчета деталей машин на прочность при изгибе, были определены аналитические зависимости между геометрическими параметрами нагнетателей жидкости и их прочностными свойствами.

На рисунках 3 и 4 представлены отдельные фрагменты оборванного по резьбе нагнетателя жидкости концентрической конструкции, по скважине №1594 НП-1 Волковского месторождения в ООО “НГДУ Уфанефть”.

Рисунок Рисунок С целью определения причины обрыва нагнетателя жидкости, по скважине №1594, при фиксированных значениях угла кривизны ствола скважины в 5° от вертикали и максимальной нагрузки на балансир СК Рmax - 70 кН, был произведен численный расчет определения величин страгивающей нагрузки Qстр в резьбовом соединении без учета кривизны ствола скважины, напряжения растяжения, напряжения изгиба и р и страгивающей нагрузки Qстризг с учетом влияния напряжения изгиба.

и Результаты расчетов вышеперечисленных параметров для концентрического нагнетателя жидкости представлены в таблице 1.

Таблица 1- Результаты расчета основных параметров для концентрического нагнетателя жидкости Параметры Значения Страгивающая нагрузка Qстр, кН 299, 7,9·Напряжение растяжения, МПа р 6,62·Напряжение изгиба, МПа и Отношение диаметров, м 0,и / 8,Отношение, МПа р Страгивающая нагрузка с учетом напряжения изгиба Qстризг, кН Из таблицы 1 видно, что величина страгивающей нагрузки равная 299,087 кН, после возникновения повышенного изгибающего напряжения, вызванного кривизной ствола скважины, уменьшилась до величины 36 кН или в 8,3 раза. Это свидетельствует о том, что разрушение металла в резьбовой части наступает уже при Qстр=36 кН.

Аналитическими исследованиями было выявлено, что на величину напряжения изгиба значительно влияет длина конструкции, диаметр и и толщина стенки. В таблице 2 представлены результаты расчета аналогичных параметров для нагнетателя жидкости с измененными геометрическими размерами (меньшей длины, большей толщиной стенки и эксцентрическим присоединением штанг).

Таблица 2 - Результаты расчета основных параметров для эксцентрического нагнетателя жидкости Параметры Значения Страгивающая нагрузка Qстр, кН 299, 7,9·Напряжение растяжения, МПа р 2,2·Напряжение изгиба, МПа и Отношение диаметров, м 0,и / 2,Отношение, МПа р 6.Страгивающая нагрузка с учетом напряжения изгиба Qстризг, кН Из таблицы 2 видим, что изменение геометрических параметров конструкции нагнетателя жидкости в сторону уменьшения длины, увеличения толщины стенки и эксцентрическое присоединение штанг привели к снижению напряжения изгиба с 6,62·104 до 2,2·104 и и соответственно повышению допускаемой нагрузки на балансир СК с 36 кН до 106 кН.

На рисунке 5 показано изменение величин изгибающего напряжения для концентрической и эксцентрической конструкции нагнетателей жидкости при угле кривизны ствола скважины 5° от вертикали.

концентрический эксцентрический Р Р М М и и + + Q тр с Q тр с М и Р М Р и Рисунок 5 – Изменение величин изгибающего напряжения и и На рисунке 6 представлена диаграмма зависимостей между длиной нагнетателя жидкости, наружным диаметром и величинами моментов изгиба и сопротивления для разных конструкций нагнетателей жидкости.

LD Wc и Концентрическая L-110, 2R-60, Ми-669, Wc-Эксцентрическая L-90, 2R-78, Mи-517, Wc-Стандартная L-40, 2R-38, Mи-243,6, Wc-Рисунок 6 - Зависимости между параметрами нагнетателей жидкости и моментами изгиба и сопротивления Из рисунка 6 видно, что уменьшение длины нагнетателя жидкости ведет к снижению напряжения изгиба с 6,62·104 МПа до 2,2·104 МПа, а увеличение радиуса к повышению момента сопротивления, что дает возможность значительно увеличить допускаемую нагрузку на балансир СК.

На рисунке 7 показана диаграмма допускаемых нагрузок на балансир СК при компоновке колонны насосных штанг ШСНУ скважины № разными конструкциями нагнетателей жидкости.

максимальная нагрузка на балансир СК 106 кН 106 кН средняя нагрузка на балансир СК 42 кН 36 кН Концентрическая муфта Эксцентрическая муфта Допускаемая нагрузка, кН Рисунок 7 – Величины допускаемых нагрузок для разных конструкций нагнетателей жидкости Lмм, Dмм ; M и, WcМПа, Нагрузка, кН С целью повышения качества откачки продукции с песком на базе существующей конструкции муфты-нагнетателя была разработана новая конструкция с полиуретановой уплотняющейся манжетой.

Контактная поверхность муфты-нагнетателя выполнена из полиуретанового эластомера, причем внутренняя поверхность неподвижной полиуретановой прослойки выполнена в виде гофрированной конической поверхности, а наружная – цилиндрической формы с наружным диаметром, равным 59,6 мм.

Уплотнение зазора между внутренней стенкой НКТ и муфтойнагнетателем происходит за счет расширения пластичной гофрированной манжеты вследствие давления на нее веса столба жидкости, при движении колонны насосных штанг вверх и увеличения наружного диаметра неподвижной части за счет давления на нее подвижной части.

Двойное уплотнение зазора между НКТ и нагнетателем жидкости и исключительные свойства полиуретана (стойкость к истиранию, повышенная прочность и эластичность, высокое сопротивление к раздиру, сочетание пластичности с твердостью, высокая стойкость к действию химически активных компонентов) позволяют снижать утечки и износ оборудования.

Это улучшит работу насоса и положительно повлияет на откачку бурового раствора и жидкости с механическими примесями. В качестве марки полиуретана предлагается использовать ГУП-102.

На рисунке 8 изображена муфта-нагнетатель с уплотняющейся полиуретановой манжетой в свободном состоянии и под нагрузкой.

в свободном состоянии под нагрузкой Рисунок 8 – Манжетная муфта-нагнетатель На рисунке 8 изображены насосно-компрессорные трубы 1; полая муфтовая часть 2; манжетная часть подвижной поверхности 3; ограничитель движения 4; подвижная полиуретановая поверхность 5; шаровой клапан 6;

неподвижная поверхность 7; седло клапана 8; полая ниппельная часть 9.

По четвертой задаче исследования были проведены промысловые исследования ШСНУ в компоновке с нагнетателями жидкости в процессах откачки продукции с песком и бурового раствора, выполнен анализ динамограмм работы насоса.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»