При каком способе эксплуатации скважины имеет место обрыв штанг

Обновлено: 07.07.2024

Эксплуатация ШСНУ в осложненных условиях

При работе штанговых насосных установок часто встреча­ются особые усл-я, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести большое газосодержание на приеме на­соса; большое содержание песка в откачиваемой жид-ти; от­лож-е парафина в НКТ и на насос-х штангах и минераль­ных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривл-е скв-н; высокопарафинистые высоковязкие нефти.

Очень часто эти осложняющие усл-я дей-ют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с не­сколькими осложняющими факторами.

Чаще всего возникают осложн-я вследствие влияния газa на работу насоса, уменьшающего коэф-нт наполнения ци­линдра.

Из общей теории работы штангового насоса следует, что ко­эф-нт наполнения зависит от газ-го фактора в условиях приема насоса и доли вредного пространства по отношению к объему, описанному плунжером. Величина Rж в свою очередь зависит от газового фактора Г0, растворимости газа в нефти a, давления на приеме насоса Рпр, коэф-нта сепарации т и обводненности продукции n. Такие величины, как обводненность, газовый фактор, растворимость газа, темпер-ра на приеме наcoca, явл-ся природными факторами и не поддаются изме­нению. Другие факторы, такие как давление на приеме, коэф-нт сепарации и коэффициент вредного пространства, можно изменять. Уменьшение вредного пространства и газового фак­тора на приеме насоса увел-ет коэф-нт его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнитель­ный нагнет-ый клапан. Из этого следует, что примене­ние насосов НГН-1 со штоком неэффективно в скважинах с большим газосодержанием на приеме. Существенное уменьше­ние вредного пространства достигается правильной посадкой плунжера в цилиндре насоса, т. е. такой посадкой, при кот-ой плунжер и его ниж. нагнет-ный клапан при крайнем нижнем положении головки балансира приближается к всас-ему клапану на минимально возможное рас­стояние. Увеличение хода при одновременном умень-ии диаметра насоса также умень-ет относит-ую долю объема вредного простран­ства.

При увел-ии давл-я на приеме насоса рпр, что достигается увеличением глубины погру­жения насоса под динам-ий уровень, умень­-ся газосодержание на приеме, т. е. величина Rж, как за счет доп-ого растворения газа в нефти, так и за счет сжатия газа, оставшегося в свободном состоянии. При погружении насоса на глубину, где давл-е равно давл-ю насыщения, вредное влияние газа вообще прекращается, так как свободного газа на этой глу­бине нет.

На наполнение насоса в известной мере можно влиять, из­меняя коэффициент сепарации газа т на приеме насоса, кото­рый зависит от условий всасывания газожидкостной смеси. С по­мощью особых устройств и приспособлений, называемых газо­выми якорями, удается увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно, уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса.

Работа газовых якорей основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использ-е принципа центрифугирования при завихрении потока, использо­вание вибрации тарелок на пружинных подвесках и др.

Другим фактором, осложняющим ра­боту штанговых насосных установок, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого песка и иной абра­зивной взвеси. Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности де­талей насоса, увеличивает утечки жид­кости через клапаны и зазор между ци­линдром и плунжером, а иногда вызы­вает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Межремонтный период таких скважин составляет несколько недель, после чего необходимы извлечение подземного оборудования и замена насоса. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны скважины раз­личными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же це­лей используют различные фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называе­мые песочными якорями. В песочном якоре (рис. 18, а) жид­кость изменяет направление движения на 180°, песок отделя­ется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают.

Рис. 18. Принципиальная схема песочного якоря

Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влия­нием песка применяют различные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. При сильном пескопроявлении и для предотвращения оседания песка на забое иногда применяют подлив жидкости в межтрубное пространство скважины. С этой целью часть откачиваемой из скважины жидкости сбрасывают в межтрубное пространство, насос спускают до забоя и таким образом создают повышенную скорость восходящего потока жидкости, при которой песок не оседает на забой и не образует песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на поверхности насос, от которого по трубопроводам подливают жидкость в несколько скважин, работа которых осложнена песком. Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами.

1.Периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от передвижной паро­вой установки (ППУ) без остановки работы станка-качалки. Пе­регретый пар и конденсирующаяся из него горячая вода про­гревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и пото­ком жидкости уносятся в нефтесборный коллектор.

2.Закачкой в межтрубное пространство различных раство­рителей (керосин, солярка, нестабильный бензин). Попадая через насос в трубы, растворитель омывает внутреннюю поверхность НКТ и смывает парафин.

3.Прикреплением к колонне штанг пластинчатых скребков, на расстоянии друг от друга, равном ходу полированного штока. В этом случае штанги медленно вращаются (на заворот) с по­мощью специального механизма - штанговращателя, укрепляе­мого на канатной подвеске.

4.Применяют остеклованные трубы, т е. трубы, внутренняя поверхность которых покрыта слоем стекла толщиной около 1 мм. Это существенно снижает интенсивность запарафинивания труб. Однако при разруше­нии стеклянной поверхности труб от ударов и особенно в искрив­ленных скважинах их применение приводит к частым заклини­ваниям плунжера стеклянной крошкой.

5.Наиболее радикальным средством борьбы с парафином является извлечение из скважины штанг и труб и их пропарка и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной ус­тановки.

Осложнения, вызванные отложением солей (главным обра­зом гипса), устраняются также различными методами, как, на­пример:

периодической закачкой в пласт растворов различных кислот;

применением скважинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в малых количествах вводятся рас­творители солевых отложений или специальные реагенты,

периодической промывкой скважины и насосного оборудова­ния через межтрубное пространство растворителями. Борьба с этим явлением требует тщательного изучения химического состава солей и подбора соответствующих растворителей.

При работе насосных установок в наклонных скважинах на­блюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для умень­шения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внут­ренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой.

При откачке нефтей с вязкостью, превышающей 0,5 Па×с, сила трения штанг о жидкость при их ходе вниз и особенно при высоких давлениях на устье скважины может превысить соб­ственный вес штанг и привести к «зависанию» штанг при ходе вниз, т. е. к явлению, когда скорость опускания штанг в вязкой жидкости станет меньше скорости движения головки балансира. В таком случае неизбежны рывки и удары в канатной подвеске и возможны обрывы штанг. Кроме того, при откачке вязких жидкостей при ходе плунжера вверх возникают большие силы трения жидкости о внутренние стенки труб. Расчеты показы­вают, что эти силы соизмеримы с собственным весом штанг. В этих случаях традиционные методы расчета штанг и нагрузок, действующих на них, дают заниженные напряжения, а расчет штанг надо вести не на начало хода вверх, как это обычно де­лается, а на момент, соответствующий середине хода вверх, когда инерционная сила обращается в нуль, а сила трения ста­новится максимальной, так как в этот момент скорость движения штанг максимальна.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Повышение частотности обрывов штанг при более низких глубинах спуска насосов объясняется тем, что на указанных скважинах спущены насосы больших диаметров ( 44 - 56 мм), а при этом нагрузки на штанги возрастают пропорционально площади поперечного сечения плунжера.  [17]

Большое число обрывов штанг относится к типу преждевременных усталостных поломок, вызываемых местными напряжениями; это позволяет предположить наличие тесной связи между частотой обрывов, характеризующей работоспособность штанг, и способностью материала, из которого они изготовлены, сопротивляться действию концентрации напряжения. Такое свойство материала, как известно, получило название чувствительности к надрезу.  [18]

Во избежание обрыва штанг предложено включать в компоновку колонны штанг амортизатор крутильных колебаний.  [19]

Основной причиной обрыва штанг является усталость металла в результате многократного приложения и снятия нагрузок при возвратно-поступательном движении колонны штанг. Обрываются штанги в основном около головки, а также в резьбовой части. В наиболее искривленных скважинах и в скважинах, в продукции которых отмечается песок, штанги чаще выходят из строя из-за истирания муфт по наружной поверхности.  [20]

В случае обрыва штанги на ее место необходимо поставить новую. Установка случайной или же находившейся в работе штанги на место оборвавшейся не допускается.  [21]

Увеличение частоты обрывов штанг ведет к росту травматизма, связанного с ремонтами и большим объемом работ при ремонте скважин.  [22]

Увеличение числа обрывов штанг объясняется падением динамического уровня жидкости в скважинах и соответственно увеличением нагрузок на штанги.  [23]

В случае обрыва штанг нагрузка на поршень резко падает, и поршень быстро поднимается выше вентиляционных окон в камере 11, благодаря чему сжатый воздух из-под поршня будет уходить в атмосферу. Во избежание большой непроизводительной утечки воздуха и потери давления в воздухораспределительной сети на подводящей линии устанавливается автоматический запорный клапан 8, соединенный трубочкой с одним из окон обходной камеры на цилиндре. При подъеме поршня выше вентиляционных окон сжатый воздух из-под поршня быстро закроет стопорный клапан, и подача воздуха в цилиндр автоматически прекратится. При этом некоторое количество воздуха через обходную камеру попадает в верхнюю часть цилиндра, создавая над поршнем воздушный буфер.  [24]

Значительное влияние на обрыв штанг оказывает дебит скважин.  [26]

Вопрос изменения частоты обрывов штанг во времени, рассматриваемый здесь как вспомогательный, сам по себе имеет очень важное значение для промысловой практики. Необходимость принятия этой зависимости в качестве одного из основных показателей работоспособности штанг видна из следующего примера.  [27]

Для сокращения числа обрывов штанг необходимо коренным образом улучшить качество эксплуатации штанг в скважинах, обратив особое внимание на регистрацию даты спуска колонны штанг, глубины и места обрыва; надо установить контроль за соблюдением правил эксплуатации, транспорта, хранения штанг, а также за качеством ремонта. Штанги необходимо поставлять в специальных деревянных упаковках ( пакетах), предохраняющих их от искривления и деформации. Траверса имеет два грузовых стропа.  [28]

Для сокращения числа обрывов штанг от дополнительного изгиба решено нижкюю часть колонны снабдить утяжеленным низом.  [29]

После первого же обрыва штанги целесообразно проверить нагрузку на головку балансира станка-качалки и правильность подбора штанговой колонны, при выявлении ошибок необходимо устранить их. После трех-четырех обрывов штанг, следующих один за другим через короткие промежутки времени, всю колонну штанг необходимо полностью заменить на новую.  [30]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Возрастание частоты обрывов во времени, как было показано, имеет место лишь при определенных значениях показателя степени кривой Велера. В дальнейшем будет видно, что в большинстве практических случаев не существует никакого определенного экономического срока службы комплекта штанг и задача о его нахождении не имеет смысла.  [2]

Если связь частоты обрывов с параметрами Did и I носит вполне закономерный характер, обусловленный видом кривой Велера, мы вправе ожидать, что зависимость У / ( Did), выведенная для условий треста им.  [4]

Рассмотрим изменение частоты обрывов во времени у штанг из сталей трех марок, приводимых выше.  [5]

Для k - 1 частота обрывов возрастает во времени, для k 1 убывает. Граничный случай k 1 отвечает неизменному во времени значению вероятной частоты обрывов.  [6]

Так, например, частота обрывов за 1975 год ( число обрывов штанг, приходящееся на 1 скважину действующего фонда ШГН) по скважинам, оборудованным насосами диаметром 43 мм и выше, в НГДУ Туймаза-нефть, Арланнефть и Южарланнефть была в 3 - 4 раза больше, чем по скважинам, оборудованным насосами диаметром менее 43 мм.  [7]

Таким образом, зависимость частоты обрывов от времени, отработанного комплектами, практически предопределяет долговечность штанг, а следовательно, и расход штанг на промыслах.  [8]

Коэффициент К0, характеризующий частоту обрывов колонн , может рассматриваться, как показатель для сравнения работоспособности штанг различных марок, так как его величина, при прочих одинаковых условиях работы насосных штанг, очевидно будет зависеть только от качества материалов, из которых они изготовлены.  [9]

НМ, при работе которых частота обрывов в начальный период невелика ( 29 %), штанги марки 20ХН дают значительное число первых обрывов ( 70 % от общего числа) сейчас же после спуска новых колонн.  [10]

Большинство исследователей считают, что частота обрывов штанг-зависит от скорости откачки ( числа ходов в единицу времени) и не зависит от длины хода полированного штока. Сопротивление мате - - риала штанг на усталость зависит от частоты переменных циклов, которым подвержена колонна штанг.  [11]

Для более коротких периодов иремени частота обрывов комплекта , очевидно, будет отличаться от вычисленной по формуле ( 34 г, при этом она, как будет показано далее, должна быть функцией времени.  [12]

Как известно / II / частота обрывов колонн штанг является единственным критерием их работоспособности, Существует несколько способов определения частоты обрыва штанг в зависимости о. Согласно методике йаерманапо практическим наблюдениям о а работой на промыслах оптимально сконструированных колонн строятся графики средней частоты обрывов штанг от напряжений в верхнем сечении колонн. Ка этих графиках, построенных для разных регионов страны, имеется характерная точка излома, начиная от которой резко ухудшается работоспособность штанг и скачкообразно возрастает частота их обрывов. Напряжение, соответствующее точке излома и принимается за допускаемое для верхних сечений колонн штанг данной марки.  [13]

Как известно / 10 /, частота обрывов колонн ятанг является динственннм критерием их работоспособности. Существует ескольно способов определения частоты обрыва штанг в аависимос-и от фивических свойств материала и условий их работы в сква-инах.  [14]

Для обработки статистических данных целесообразно представить частоту обрывов в форме одночленной степенной функции диаметра и глубины спуска глубинного насоса.  [15]

Анализ причин обрывов штанговых колонн при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, на примере Илькинского месторождения НГДУ "Туймазанефть"

Показатели работы фонда скважин, вышедших в ремонт по причине обрывности штанговой колонны. Анализ возникновения осложнений, связанных с обрывами штанговой колонны, при эксплуатации скважин промыслового объекта, с использованием распределения Пуассона.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 17.05.2016
Размер файла 1,5 M

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Министерство образования и науки Российской Федерации

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт»

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Факультет ОЗФ Группа 61-15Т

по дисциплине «Осложнения в нефтедобыче»

«Анализ причин обрывов штанговых колонн при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, на примере Илькинского месторождения НГДУ «Туймазанефть»

Студент _Гатиятуллин Д.Г._ ___________

Руководитель работы доцент кафедры РиЭНГМ, Хаярова Д. Р. __________

Министерство образования и науки Российской Федерации

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт»

Руководителя курсового проекта (работы) по дисциплине ________________________________________________студента_______________________________________________________ группы_______________________________

1.Соответствие работы заданию_________________________________

2.Качество оформления и использования информационных технологий _________________________________________________________________

3. Выявленные недостатки работы: ______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Распределение рейтинговых баллов при выполнении курсовой работы

Виды деятельности студента при выполнении курсовой работы

Текущая работа над курсовой работой (30-50)

Качество выполнения научно-технического обзора

Качество выполнения расчетов

Глубина и достоверность анализа нефтепромыслового материала

Защита курсовой работы (25-50)

Полное соответствие курсовой работы заданию

Соответствие требованиям к оформлению

Четкое и ясное изложение студентом содержания работы

Аргументированные ответы на вопросы и обнаружение у студента творческих способностей

Качество оформления пояснительной записки курсовой работы и графических приложений

Качество анализа используемой литературы

Пояснительная записка содержит 78 страниц машинописного текста, 34 таблиц, 31 рисунок, список использованных источников - 33 наименования, 3 приложения.

Объектом исследования являются осложнения, связанные с обрывностью штанговой колонны на Илькинском месторождении НГДУ «Туймазанефть»

Цель проекта - анализ причин обрывов штанговых колонн при эксплуатации скважин Илькинского месторождения, оборудованных ШСНУ, включающий:

- статистический анализ показателей работы фонда скважин Илькинского месторождения, вышедших в ремонт по причине обрывности штанговой колонны с применением распределения Максвелла;

- анализ частоты возникновения осложнений, связанных с обрывами штанг, при эксплуатации скважин Илькинского месторождения, с использованием распределения Пуассона;

- анализ эффективности методов, применяемых для предотвращения обрыва штанг при эксплуатации скважин Илькинского месторождения на основе анализа МРП на примере конкретных скважин;

- анализ результатов динамометрирования осложненных скважин Илькинского месторождения до и после применения методов предотвращения обрывов штанговой колонны;

- расчет максимальных и минимальных нагрузок, действующих на колонну штанг, до и после оптимизации глубинно-насосного.

- выводы, рекомендации и предлагаемые мероприятия по совершенствованию эксплуатации скважин ШСНУ.

Область применения: внедрение проекта возможно на объектах месторождений со схожим геологическим строением и причинами выхода из строя скважин по причине обрывности штанговой колонны.

1. Обзор научно-технической литературы по проблеме обрыва штанг при эксплуатации скважин ШСНУ

2. Статистический анализ показателей работы фонда скважин, вышедших в ремонт по причине обрывности штанговой колонны

3. Анализ частоты возникновения осложнений, связанных с обрывами штанг, при эксплуатации скважин промыслового объекта, с использованием распределения Пуассона

4. Анализ эффективности методов, применяемых для предотвращения обрыва штанг при эксплуатации скважин промыслового объекта на основе анализа МРП на примере конкретных скважин

5. Анализ результатов динамометрирования осложненных скважин промыслового объекта после применения методов предотвращения обрывов штанговой колонны

6. Анализ динамограмм скважин, вышедших в ремонт по причине обрыва штанговой колонны, снятых за период, предшествующий ремонту. Определение среднего напряжения, амплитуды напряжений, коэффициента асимметричности цикла

7. Расчет максимальных и минимальных нагрузок, действующих на колонну штанг, до и после оптимизации глубинно-насосного оборудования с использованием зависимостей Слоннеджера, Кемлера, Муравьева, Миллса, Ленджера, Чарного, Адонина, Вирновского, Ринитца, Джонса, Дрэготеску, Джонсона

8. Выводы, рекомендации и предлагаемые мероприятия по совершенствованию эксплуатации скважин ШСНУ

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ШСНУ - штанговая скважинная насосная установка;

ШГН - штанговый глубинный насос;

ГНО - глубиннонасосное оборудование;

ПРС - подземный ремонт скважин;

КРС - капитальный ремонт скважин;

МРП - межремонтный период;

СКН - станок - качалка нормального ряда.

Установка штанговых скважинных насосов- наиболее распространенное насосное оборудование для добычи нефти. Широкое распространение насосов обусловлено их относительной простотой и удобствами эксплуатации мало- и среднедебитных скважин. Подвеска штанговых насосов на значительную глубину, большие нагрузки на плунжер насоса, увеличение отборов жидкости, эксплуатация наклонных, искривленных скважин, случаи отбора высоковязких жидкостей требуют новых методов расчета, а также учета других, существенных факторов, влияющих на режим работы установки.

На сегодняшний день проблема обрывов штанг стоит на одном из первых мест. За последние годы резко возросло количество ремонтов, связанных с отказами штанг. Причины самые разнообразные. Это и неправильное обращение со штангами, допущение смешения разных марок сталей материала штанг, неправильная компоновка штанговых колонн в скважинах, несоответствие параметров насоса параметрам скважины, старение подземного оборудования, влияние кривизны скважины. Вследствие увеличения обрывности штанг увеличились соответственно расходы на подземный ремонт скважин (ПРС) , а также недоборы нефти из-за простоя скважин в ожидании ПРС и в ПРС. Все это ведет к удорожанию себестоимости добычи нефти. Оценена величина продольного изгиба, возникающего в нижней части штанговой колонны. Показана технологическая эффективность различных мероприятий, проводимых для сокращения обрывов штанг.

Целью курсового проекта является разработка технологии и техники для увеличения межремонтного периода работы скважин, оборудованных ШСНУ.

1. ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ПРОБЛЕМАМ ОБРЫВА ШТАНГ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШСНУ

Одной из главных проблем при эксплуатации месторождений скважинными штанговыми насосными установками (ШСНУ) являются обрывы штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), являющиеся серьезными авариями, на ликвидацию которых требуются большие материальные и трудозатраты. Данная проблема обозначилась с самого начала применения ШСНУ [1].

Основными характеристиками насосных штанг являются: диаметр по телу штанги и прочностная характеристика штанги - величина приведенного допускаемого напряжения [2].

В процессе работы штанги испытывают значительное напряжение. Штанги воспринимают нагрузки, которые в процессе работы передаются на головку балансира станка качалки, такие как: статические нагрузки от силы тяжести штанг и жидкости, а также силы трения плунжера в цилиндре и штанг о трубы; силы инерции движущихся масс жидкости и штанг; ударные нагрузки; усилия от вибрации колонны штанг [3]. Определяющими факторами при выборе колонны штанг для обычных условий являются максимальная нагрузка и возможные колебания нагрузки.

На насосные штанги, находящиеся в скважине, действуют следующие неблагоприятные факторы [4]:

* Циклические знакопеременные нагрузки: напряжения изгиба, растяжения, кручения, сжатия и трения. Все эти виды нагрузок действуют на насосные штанги при работе их в скважине постоянно и в комплексе;

* Осложненные условия добычи нефти в скважине, связанные с искривленностью ствола скважины, наличием песка, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), высокого газового фактора, высокой температуры и давления;

* Наличие и постоянный рост коррозионной активности добываемой жидкости с присутствием в попутно добываемой воде ионов солей, щелочей, кислот, а также ионов водорода, который повышает хрупкость металла.

На эксплуатационную надежность штанговых колонн влияет большое количество факторов [5]:

· глубина спуска насоса;

· коэффициент подачи и т.д.

Производительность глубинного насоса зависит от длины хода полированного штока и числа качаний и увеличивается с ростом этих величин. Очевидно, увеличение длины хода и числа качаний способствует росту напряжения в штангах. Возникающие в штангах растягивающие напряжения снижают предел прочности [6,7].

Кроме того, увеличение числа качаний вызывает ускорение усталости штанг. Поэтому число качаний и длину хода необходимо выбирать так, чтобы они удовлетворяли условиям надежности штанг. Особую роль в снижении эксплуатационной надёжности штанг играют дефекты их поверхностных слоев [8,9].

По завершении определенного срока службы любого изделия из металла, работающего в условиях циклических и динамических нагрузок, наступает вероятность его обрыва по причине развития усталостных микротрещин -- как невидимых внутренних, так и видимых наружных. И насосные штанги в этом отношении исключения не составляют [10,11].

Критерия отбраковки б/у ШН по микротрещинам не существует. В то же время, любая микротрещина в ШН с большим сроком эксплуатации (более 5 лет) в процессе дальнейшего использования изделия может стать очагом развития трещины и обрыва штанги. Именно в этом заключается ответ на вопрос, почему спуск в скважину проверенных на дефектоскопе и признанных годными б/у штанг оборачивается обрывами. Насосные штанги б/у, даже после проверки их на дефектоскопе не могут быть 100%-но годными: их поверхность покрыта микротрещинами и существует риск и их обрыва [12,13].

Усталостные трещины образуются также по следующим причинам [14]:

1. Наличие на поверхности штанг механических повреждений от ударов металлическими предметами. На дне риски создается концентрация напряжения согласно экспоненциальному закону и развивается трещина .

2. Появление перенапряжений в поверхностном слое металла, возникших вследствие изгиба штанги при ее транспортировке или спуско-подъемных операциях.

Из-за усталости металла происходит почти 100% обрывов. Промысловые наблюдения показали, что 50% обрывов штанг происходит по резьбе. На обрывы в резьбе также влияет крутящий момент, прилагаемый при затяжке резьбы во время спуска штанг в скважину [15,16].

Причиной большого количества обрывов штанг является существующая технология их производства и, как следствие, низкое качества штанг. Изготовление стандартной насосной штанги производится высадкой головки штанги при высокотемпературном нагреве в 5 переходов. Это приводит к снижению технической характеристики штанг из-за нарушений исходной микроструктуры металла и соосности головки штанг, вызывающие дополнительные изгибающие моменты при их эксплуатации, а так же к повышению стоимости производства [17,18].

Одним из основных направлений увеличения МРП УШСН является повышение надежности насосных штанг, в том числе совершенствование системы их технического обслуживания и ремонта, а так же оптимизацией работы штанговых колонн. В процессе эксплуатации штанговая колонна подвергается совместному воздействию циклических знакопеременных нагрузок и коррозионной среды. В наклонно направленных скважинах наряду с продольными динамическими нагрузками на штанги действуют дополнительные силы трения, изгибающие и скручивающие нагрузки которые обусловлены геометрией скважины. Отсюда, детали, подвергающиеся длительной повторно-переменной нагрузке, разрушаются при напряжениях, значительно меньших предела прочности материала при статическом нагружении, чем и обусловлено неконтролируемое коррозионно-усталостное разрушение штанг [19,20]. Таким образом, мероприятия, направленные на сокращение числа обрывов насосных штанг, можно квалифицировать на две категории - предупреждающие причину обрыва и предупреждающие сам обрыв. К первой категории следует отнести повышение качества штанг (включая качество материала, технологию производства и заводскую дефектоскопию штанг), улучшение состояния их транспорта, хранение и эксплуатацию [20,21].

В качестве достойной и экономически оправданной альтернативы обычным насосным штангам (НШ) являются непрерывные колонны насосных штанг COROD. В отличие от колонн обычных НШ в штанговых колоннах COROD всего два резьбовых соединения. Кроме того, за счет отсутствия в них муфт снижается контактная нагрузка и увеличивается рабочее пространство лифтовой колонны, а также уменьшается и вес всей подвески [22,23].

С целью устранения продольного изгиба нижней части колонны штанг, применяют утяжеленный низ. Собирается он из сплошных трубчатых штанг большого сечения и состоит из секций длиной 4 - 5 м [24].

С большим количеством осложнений возникающим при эксплуатации ШСНУ можно бороться при помощи замены стандартных металических штанг на штанги из стеклопластика. Они обладают рядом преимуществ перед металлическими аналогами. По итогам ОПР в скважинах в ОАО «Удмуртнефть» стеклопластиковые штанги рекомендованы к применению в добывающих скважинах ОАО «НК-Роснефть», осложненных коррозией [25,26].

В настоящее время разрабатываются стеклопластиковые и углепластиковые насосные штанги для использования в скважинах с коррозионно - активной средой. Конструкция аналогична стальным штангам, т.е. есть гладкое тело штанги и высаженная часть с резьбой. Основная особенность стеклопластиковых штанг - их малая масса: при одинаковой прочности они в 3 - 4 раза легче стальных, но в 2 - 3 раза эластичнее. Обычно их используют в глубоких скважинах или в скважинах с высококоррозионной пластовой жидкостью [27,28].

Одним из наиболее эффективных методов борьбы с обрывами штанг является оптимизация работы скважин. Технология SALT позволяет повысить производительность насоса за счет реализованной в СУ функции автоматической настройки ШГН. Бездатчиковая технология механизированной добычи (SALT) -- запатентованный метод, основанный на векторном управлении частотой (VLT) привода со встроенным программным обеспечением для управления насосом [29,30].

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что в настоящее время проблема обрывности штанг является одной из важных проблем в нефтедобывающей сфере, поскольку основной фонд скважин, на последней стадии разработки месторождений, эксплуатируются штанговыми насосными установками.

2. Статистический анализ показателей работы фонда скважин, вышедших в ремонт по причине обрывности штанговой колонны

Статистический анализ применяется для решения большого количества промысловых задач, связанных с анализом данных. В результате наблюдений, были собраны данные по обводненности, дебиту жидкости и дебиту нефти Илькинского месторождения, которые образовали статистическую совокупность, состоящую из N единиц [31].

Используя исходный материал по дебитам жидкости и нефти, а также по обводненности продукции, проведем статистическую обработку данных. Для анализа были использованы данные по 32 добывающим скважинам Илькинского месторождения. Рассмотрим статистический анализ скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, по дебиту нефти [31].

Таблица 2.1 - Значения обводненности, дебита нефти и дебита жидкости скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны на 2010 - 2013 гг

Насосные штанги. Эксплуатация насосных штанг

Насосные штанги – стальные стержни круглого сечения, соединяемые между собой муфтами.

Насосные штанги - стальные стержни круглого сечения, соединяемые между собой муфтами.

Предназначены, для передачи возвратно-поступательного движения от станка-качалки к плунжеру скважинных насосов.

С их помощью осуществляется спуск и подъем вставных скважинных насосов.

Штанга имеет резьбу и участок с квадратным сечением для захвата ее ключом при свинчивании развинчивании резьбового соединения.

Для повышения износоустойчивости и снижения воздействия коррозионной среды штанги подвергают термообработке.

Сальниковый (полированный) шток - самая верхняя штанга в колонне, предназначенная для обеспечения герметичности устья скважины при возвратно-поступательных перемещениях колонны насосных штанг внутри устьевого сальника. Их изготавливают из термически обработанного круглого стального проката.

Подвешивают их к головке балансира станка-качалки на канатных подвесках, а с колонной насосных штанг соединяют с помощью муфты.

Для предотвращения износа насосных штанг и муфт применяют протекторные муфты.

С целью устранения продольного изгиба нижней части колонны штанг применяют утяжеленный низ.

Собирается он из сплошных трубчатых штанг большого сечения и состоит из секций длиной 4-5 м.

Эксплуатация насосных штанг

Работоспособность насосных штанг зависит от правильного обращения с ними при транспортировке, хранении и эксплуатации.

Следует соблюдать следующие правила:

не допускать составления одноступенчатых колонн или отдельных ступеней многоступенчатых колонн из штанг различных марок;

при спуске в скважину новых штанг необходимо оставлять на мостках 3-4 запасные той же марки для замены в случае необходимости;

при развинчивании колонны во время запрещается обстукивать штаги ключом, муфты должны навинчиваться от руки до соприкосновения их торца с буртом;

резьбовые соединения перед свинчиванием штанг необходимо тщательно очистить от грязи, смазать, а затем свинтить при необходимом крутящем моменте;

необходимо внимательно следить за правильной установкой штанг в элеватор, во избежание их изгиба. Выпрямлять искривленные штанги запрещено, их следует отбраковывать;

для предохранения их от повреждений, скопления грязи и влаги при хранении и транспортировке на открытую резьбу штанги навинчивают предохранительный колпачок, а на открытый конец муфты - предохранительную пробку.

Вопрос 4.20. Утяжеленный низ колонны штанг

Анализ обрывов колонны штанг при работе с насосами различ­ных диаметров показал, что их разрушение при работе с насосами малых диаметров происходит в основном в верхней части колонны, а при работе с насосами больших диаметров — в нижней части колон­ны. В средней части колонны обрывы редки.

Обрывы штанг в верхней части колонны обусловлены усталостными растягивающими напряжениями, величина которых в нижней части мала. Причина обрыва штанг в нижней части у насоса - про­дольный изгиб штанг, приводящий к увеличению амплитуды напря­жений апр. При увеличении диаметра плунжера и числа качаний уве­личивается как сила трения плунжера о стенки цилиндра, так и сила, обусловленная гидравлическим сопротивлением при прохождении жидкости через канал в плунжере и нагнетательный клапан. Суммар­ная сила сопротивления при движении вниз плунжера насоса диа­метром 70 . 120 мм составляет 2,5 . 3 кН.

Для устранения продольного изгиба нижней части колонны штанг применяют утяжеленный низ (рис. 4.33), собираемый из сплошных штанг большого сечения диаметром 40 мм. Он состоит из секций дли­ной 4 . 5 м, весом около 60 кг. Чем больше диаметр насоса, тем боль­шее число секций должен иметь утяжеленный низ. Так, например,


3-4 секции предотвращают заедание плунжера. Вес низа выбирается таким, чтобы обеспечить работу его верхней штанги в режиме растяжения. В против­ном случае возможен быстрый выход из строя штанги, соединенной с низом, в ре­зультате дополнительных напряжений от изгиба.

Для предупреждения аварий (обрыва штанг) и выяснения их причин необходи­мо ведение документации, в которой дол­жно быть отражено:

Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми насосами

При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками часто возникают осложнения: 1. Большое количество свободного газа, поступающего вместе с нефтью в скважину. 2. Вынос вместе с нефтью песка в скважину. 3. Отложения парафина в насосе, насосно-компрессорных трубах и штангах. 4. Искривление ствола скважины. вредное влияния газа на насос, уменьшающего коэффициент наполнения насоса. Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан. В промысловых условиях часто увеличивают глубину погружения насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается, так как на этой глубине свободною газа нет. Применяются также газовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока. Вынос вместе с нефтью к забою скважин песка. При попадании песка в насос нарушается подгонка плунжера, вследствие увеличивается утечка жидкости через клапаны, а часто заклинивается плунжер в насосе, проходят обрывки штанг, прекращается подача жидкости из скважин и скважина выводится в ремонт. Межремонтный период в таких скважинах очень низкий. Борьба с вредным влиянием песка ведется с помощью различных фильтров, песчаных якорей. В песочном якоре частичное отделение песка из жидкости происходит за счет поворота струи на 180°. Песок отделяется и скапливается в нижней части якоря. По заполнении трубы песком якорь поднимают на поверхность и очищают (Длину песчаного якоря выбирают из расчета, чтобы время заполнения его песком приравнивалось времени износа и смены глубинного насоса). Парафин. При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках насосно-компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб приводит к сокращению их поперечного сечения, одновременно с отложением парафина на стенках насосно-компрессорных труб парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. Парафин, попадая под клапаны, нарушает их герметичность, что может привести к прекращению подачи жидкости и остановке скважины. из-за значительного отложения парафина происходит обрыв штанг. Так как в этом случае скважину заглушить невозможно, то при подъеме штанг плунжер срезает парафин со стенок труб и создаст за собой сплошную парафиновую пробку, которая вытесняет всю жидкость из труб на поверхность, в результате чего загрязняется территория вокруг скважины. В некоторых случаях парафиновая пробка уплотняется настолько, что подъем колонны штанг становится практически невозможным. Тогда штанги извлекают отдельными секциями, отвинчивая их отдельными секциями, или поднимают вместе с трубами.

Читайте также: