WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

1.Втулка КШК-44 М.02.05 - диаметром 29 + 0.13;

- диаметром 29.1+0.13;

- диаметром 29.15+0.13;

- диаметром 29.25+0.13.

2. Кольцо КШК-44 М.02.06 - диаметром 43.16 - 0.1;

(полиуретановое) - диаметром 43,33 - 0.1;

- диаметром 43.66 - 0.1.

3. Седло КШК-44 М.02.03 - диаметром 43.3+0.062.

4. Клапан КШК-44 М.02.04 - диаметром 29 - 0.065/-0.195.

Для анализа полученных результатов рассмотрен рисунок 4, который показывает, что утечки через широкопроходной клапан практически отсутствуют при следующих размерах деталей:

Седло КШК-44 М.02.03 - диаметром 43.3+0.062.

Клапан КШК-44 М.02.04 - диаметром 29 - 0.065/-0.195.

Втулка КШК-44 М.02.05 - диаметром 29.1+0.13.

Кольцо КШК-44М.02.06 (полиуретановое) - диаметром 43.3 - 0.1.

В первом варианте при зазоре 0,662 мм утечки при давлениях до 9 МПа превышают допустимые нормы. При меньших зазорах широкопроходной клапан работает с небольшими утечками (зазор 0,338 м). Более надежные результаты получены при зазоре между нажимной втулкой и седлом клапана, составляющем 0,162 мм. В этом случае работа клапана проходила без утечек даже при малых давлениях. При больших же давлениях утечки практически отсутствуют, так как создаются достаточные усилия на нажимной втулке, приводящие к деформации полиуретанового кольца, обладающего повышенной жесткостью по сравнению с резиновым кольцом.

10 1 - з а о м ж у с л м и к о ь 0,6 6 2 м ;

з р е д ед о л цом - м 2 - з о е д ед о ко ь 0,3 3 6 м ;

аз р м ж у с л м и л цом - м 3 - з е у с л м и к о ь 0,16 2 м.

аз ор м жд ед о л цом - м 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20,Д в е и п е с к, М а а л н е о р с ов и П Рисунок 4 – Утечки через клапан КШК-44 при закрытии в зависимости от давления при зазорах между наружним диаметром полиуретанового кольца и отверстием седла клапана.

Пятая глава посвящена разработке и совершенствованию технологии восстановления плунжерных пар и промысловым испытаниям скважинных наи, Утечк мм сосов, работоспособность которых сопоставима с ресурсами серийных плунжерных насосов, изготовленных на различных машиностроительных предприятиях.

Технология ремонта заключается в восстановлении рабочих характеристик плунжерного насоса до номинальных. Быстроизнашивающимися деталями насоса являются плунжер и цилиндр, так как в процессе работы их взаимодействие происходит в абразивной среде повышенной агрессивности.

После дефектовки цилиндр подвергается правке. Для этого используется специальный стенд ОБ95-158.000 с качающимися опорами, с помощью которого гидропрессом создается усилие величиной Р=6,3кН. Измерения отклонения от прямолинейности производится индикатором часового типа с ценой деления 0,01 мм.

Хонингование цилиндров производится на уникальном хонинговальном станке РТ 617.01. Общая длина станка 12м, длина хонингуемой детали достигает 6 м. Для хонингования цилиндров из азотированной стали 38Х2МЮА используются алмазные бруски 125х12х6 АС15 160/125 100 М2-01, которые закрепляются в специальном инструменте – хонинговальной головке. В качестве охлаждающей жидкости используются смесь керосина (90% ) и масла И-20А (10%).

Наряду с цилиндром плунжер является одной из самых функционально важных деталей насоса, прямо влияющих на его работоспособность. Характерные виды износа плунжера связаны прежде всего с отслаиванием хромового покрытия и снижением диаметра по наружной поверхности.

Наиболее ответственная и сложная часть ремонта плунжера – процесс газотермического напыления износостойким порошком ПР-НХ16СРЗ по ТУ 14-13785-90. Процесс нанесения износостойкого покрытия на рабочую поверхность восстанавливаемых деталей методом газотермического напыления самофлюсующимися порошками состоит из следующих операций: предварительная механическая обработка упрочняемой поверхности, дробеструйная обработка, газотермическое напыление, оплавление и последующая механическая обработка.

В результате напыления и последующего оплавления на поверхности плунжера образуется твердое (HRC, более 48) износостойкое покрытие, кото рое подвергается дальнейшей механической обработке для получения требуемых параметров и заданной шероховатости.

Наименьший предельный размер плунжера и наибольший предельный размер цилиндра должны обеспечить зазор между цилиндром и плунжером:

- от 0,01 до 0,07 для "1" группы посадки;

- от 0,06 до 0,12 для "2" группы посадки.

В условиях ОЗНПО зазор между плунжером и цилиндром обеспечивается равным 0,04…0,07 мм, то есть все насосы попадают в 1-ю группу посадки.

Увеличение коэффициента наполнения СШН возможно при модернизации клапанных узлов. Надежность клапанных узлов СШН предлагается повысить с помощью запорного узла пробкового типа. При этом канал клапанного седла закрывается полностью даже при износе элементов конструкции. Сопоставление геометрии проходных сечений клапанов показывает, что клапан пробкового типа обеспечивает по сравнению с шаровым большие проходные каналы.

Для окончательного решения вопроса об эффективности применения широкопроходных клапанных узлов и их серийного производства на Октябрьском заводе нефтепромыслового оборудования было решено провести опытную эксплуатацию модернизированных насосов в трех нефтегазодобывающих управлениях. Для этого 30 насосов НН2Б - 44 были оснащены широкопроходными клапанами КШК-44В и КШК-44Н и введены в эксплуатацию. Первые результаты эксплуатации опытных насосов в НГДУ "Аксаковнефть" даны в таблице 4. Установлено, что полученные результаты в целом совпадают с приведенными по другим нефтяным регионам. Как правило подача насоса увеличивается, что повышает добычу нефти, а следовательно, снижает себестоимость продукции без существенного увеличения затрат. Сравнительно небольшой ресурс эксплуатации опытных насосов был связан с резиной, используемой для герметизации клапанного узла. Поэтому дальнейшая эксплуатация насосов проводится с полиуретановыми уплотнительными кольцами.

Таблица 4 - Сведения о результатах внедрения СШН после восстановления ресурса Завод- Подача насоса, Коэффи- Дата ской Номер Нара- м3/ сут циент Причина отказа номер сква- спуска подъема ботка, до после напол- насоса насоса жины сут спуска спуска нения 309 1447 14.07.02 18.10.02 45 4,3 8,2 0,7 АСПО 310 995 21.07.02 В работе 3,9 14 0,311 2109 14.07.02 16.01.03 45 4,5 4,2 0,45 Сбит клапан 312 920 17.02.02 01.12.03 42 8,0 3,7 0,4 Износ клапана Примечание. Данные на 25.12.03.

С целью определения эффективности внедрения широкопроходных клапанов пробкового типа, оснащенных устройством для демпфирования импульса силы, производились работы по обобщению промысловых материалов.

Сравнение динамограмм, снятых при работе ШСНУ, показывает, что динамика процесса различна при использовании клапанов шарового типа и проб- кового типа с демпфирующим устройством. Анализ промысловых данных подтвердил преимущества пробковых клапанных узлов, оснащенных демпфирующим устройством.

Определение момента наступления постепенного отказа плунжерного насоса можно производить по значению его полезной экономически оправданной производительности. Подача насоса снижается за счет износа клапанов и увеличения зазора между плунжером и цилиндром, вызванных износом и уменьшением диаметра плунжера. Если обозначить через Q0 первоначальную подачу нового насоса, а через Qу - объемные потери за счет утечек жидкости, то полезная производительность насоса составит Q = Q0 - Qу. (5) По мере эксплуатации насоса величина объемных потерь за счет роста утечек увеличивается, а полезная производительность насоса понижается до некоторой допустимой величины Qд, соответствующей ожидаемому износу д.

Допустимое значение производительности Qд, соответствующее постепенному отказу, необходимо устанавливать из экономических положений путем сравне ния потерь на объемные утечки со стоимостью подземного ремонта скважинной насосной установки.

Оптимальным следует считать такое наибольшее время эксплуатации насосной установки до подземного ремонта, в течение которого сумма затрат на объемные потери (утечки) не превысит стоимость подземного ремонта. Таким образом, при изменении объемных потерь от первоначального до некоторого допустимого значения Qд, стоимость суммы объемных утечек будет равна стоимости подземного ремонта.

Пользуясь терминологией, принятой в теории надежности, можно сказать, что значение Qд, соответствует постепенному отказу насоса, и его дальнейшая эксплуатация без восстановления первоначальных зазоров между плунжером и цилиндром будет экономически невыгодной.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Анализ опубликованных материалов позволил установить закономерности действия динамических нагрузок на штанговую колонну при эксплуатации ШСНУ. Показано, что динамические нагрузки под действием гидравлического удара достигают 100% от статической. Под действием импульса силы обрывы штанг могут быть как в средней, так и в нижней части колонны.

2. Разработан клапанный узел, обладающий в сравнении с серийным шаровым клапаном большим проходным сечением канала (до 50%), а также снабженный демпфирующей способностью, снижающей динамическую нагрузку на штанговую колонну в 1,5 -1,6 раза.

3. Стендовыми исследованиями установлены закономерности работы пробкового клапанного узла. Установлено, что утечки при наличии зазора между герметизирующим кольцом и цилиндрическим каналом седла клапана находятся в степенной зависимости от их величины. Оптимальный зазор между герметизирующим кольцом из полиуретана и каналом седла должен быть в пределах 0,2 – 0.3 мм. Зазор между подвижной втулкой и седлом не влияет на утечки через герметизирующие элементы пробкового клапана.

4. Разработана технология восстановления цилиндра насоса хонингованием внутреннего канала с последующим упрочнением за счет азотирования. Восстановление плунжера до ремонтного размера предложено производить путем напыления на подготовленную поверхность износостойкого материала с помощью газоструйного способа.

5. Предложен метод определения срока эксплуатации штангового плунжерного насоса по экономическим критериям, определяемым сопоставлением стоимости подземного ремонта скважины со стоимостью потерь добываемой нефти за счет недопустимого износа плунжерной пары.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1. Опыт добычи вязких нефтей штанговыми глубинными насосами, оснащенными широкопроходными клапанами конструкции УГНТУ / Султанов Б.З., Габдрахимов М.С., Сальманов 3,Г., Галимуллин М.Л.// Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: Тез. докл. V межвузов. научно-метод. конф.

- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - С.82.

2. Габдрахимов М.С., Галимуллин М.Л.Капитальный ремонт ШГН в ОЗНПО АНК "Башнефть"// Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона:

Тез. докл. V межвузов. научно-метод. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.-С.8384.

3. Галимуллин М.Л. Ремонт клапанов при капитальном ремонте штанговых глубинных плунжерных насосов //Проблемы нефтедобычи ВолгоУральского региона: Тез. докл. V межвузов. научно-метод. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.- С.83-84.

4. Галимуллин М.Л., Абдюкова Р.Я., Зиякаев З.Н. Анализ состояния клапанных пар штанговых глубинных насосов, поступающих на капитальный ремонт //Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: Тез. докл. V межвузов. науч.-метод. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.- С.137.

5. Габдрахимов М.С., Султанов Б.З., Галимуллин М.Л. Влияние широкопроходных клапанов конструкции УГНТУ на показатели штангового насоса // Научные проблемы Волго-Уральского нефтегазового региона. Технические и науч.-естеств. аспекты: Сб. науч. тр.: В 2 т./ Редкол.: В.Ш.Мухаметшин и др.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. Т.2. - С.13-16.

6. Галимуллин М.Л. Повышение надежности штанговых глубинных насо- сов в ОЗНПО АНК "Башнефгь" //Научные проблемы Волго-Уральского Нефте- газового региона. Технические и естественные аспекты: Сб. науч. тр.: В 2 т, / Редкол.: В.Ш. Мухаметшин и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.- Т.2. -С.25-28.

7. Галимуллин М.Л., Зиякаев З.Н., Абдюкова Р.Я. Основные виды испытания в НГДУ "Аксаковнефтъ" опытной партии штанговых глубинных насосов, оснащен- ных клапанами конструкции УГНТУ// Научные проблемы Волго- Уральского неф- тегазового региона. Технические и естественные аспекты: Сб. науч. тр.: В 2т.

/ Редкол.: В.Ш.Мухаметшин и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.- Т.2.-С. 56-61.

8. Габдрахимов М.С., Султанов Б.З., Галимуллин М.Л. Результаты испытания в НГДУ "Аксаковнефтъ" опытной партии штанговых глубинных насосов, оснащенных клапанами Конструкции УГНТУ // Актуальные проблемы ВолгоУральской нефтегазоносной провинции: Тез. докл. Междунар. науч.-практ.

конф. /Редкол.: В.Ш.Мухаметшин и др. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.-С.56.

9. Галимуллин М.Л. Работоспособность глубинных штанговых насосов, оснащенных шаровыми клапанами // Актуальные проблемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинзии: Тез. докл. Междунар. науч.-практ. конф. /Редкол.: В.Ш.

Мухаметшин и др. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.-С.43.

10. Султанов Б.З., Габдрахимов М.С., Галимуллин М.Л. Результаты испытаний штанговых глубинных насосов, оснащенных клапанами конструкции УГНТУ // Нефть и газ – 2000: Проблемы добычи, транспорта и переработки.

Межвуз. сбор. науч. тр./ Редкол.: В.Ш. Мухаметшин и др. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.-С.274-276.

11. Султанов Б.З., Галимуллин М.Л. Опытная эксплуатация широкопроходных клапанных узлов для скважинных штанговых насосов / Нефтяное хозяйство. – 2002.- №12. – С. 77-79.

12. Галимуллин М.Л., Султанов Б.З. Стендовые исследования широкопроходных клапанных узлов для скважинных штанговых насосов // Тез. докл.

специализир. науч. секции «А» Четвертого Конгресса нефтегазопромышленников России «Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений. – Уфа: Изд-во БашНИПИнефть, 2003. – С. 87-88.

13. Галимуллин М.Л., Султанов Б.З.Капитальный ремонт и модернизация глубинных скважинных насосов в АНК «Башнефть» // Сборник трудов Всероссийского науч.-практ. сем. «Состояние и перспективы производства отечественного бурового и погружного оборудования». Москва-Пермь: Изд-во инж.произв. центра,2003.-С.24-29.

Pages:     | 1 | 2 ||






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