авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ

Разработка технических средств повышения работоспособности скважинных плунжерных насосов

1

На правах рукописи

ГАЛИМУЛЛИН МИНИВАРИС ЛУТФУЛЛИНОВИЧ РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ СКВАЖИННЫХ ПЛУНЖЕРНЫХ НАСОСОВ Специальность 05.02.13 –«Машины, агрегаты и процессы» (Нефтегазовая отрасль)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа – 2004 2

Работа выполнена на Октябрьском заводе нефтепромыслового оборудования АНК «Башнефть».

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Султанов Байрак Закиевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Нугаев Раис Янфурович;

кандидат технических наук, доцент Зотов Алексей Николаевич.

Ведущая организация НГДУ «Туймазанефть» АНК «Башнефть».

Защита диссертации состоится « 01 » апреля 2004 года в 15час. 30 мин.

на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государст венном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государст венного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « » _ 2004 года.

Ученый секретарь диссертационного совета Ибрагимов И.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Основной фонд скважин в нефтяной промышлен ности эксплуатируется штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) в течение многих лет. Основным исполнительным элементом уста новки является глубинный штанговый плунжерный насос. От надежности этого узла зависит экономическая эффективность нефтедобывающих предприятий.

Поэтому повышение работоспособности скважинных плунжерных насосов яв ляется ключевой задачей для снижения себестоимости добываемой нефти.

Надежность скважинных плунжерных насосов за последние 10 лет суще ственно, возросла. Если межремонтный период (МРП) в большинстве нефтя ных регионов не превышал 300 дней, то в настоящее время на передовых пред приятиях МРП достиг 400 дней и больше. Это связано с использованием пере довых технологий при изготовлении насосов и с улучшением приемов техниче ской эксплуатации насосных установок. До настоящего времени в печати мало внимания уделяется вопросам восстановления ресурса плунжерных скважин ных насосов, применяемых при добыче нефти. Этому актуальному вопросу по священа диссертационная работа.

Во многих отраслях промышленности техническое обслуживание обору дования и восстановление его технической характеристики в процессе ремонта является неотъемлемой частью функционирования предприятий. В нефтедобы вающей промышленности эти вопросы рассматриваются зачастую как второ степенные. Поэтому назрела проблема существенного повышения качества ре монтных работ, особенно на участках, непосредственно обеспечивающих на дежное и бесперебойное функционирование скважинного нефтедобывающего оборудования.

Цель диссертационной работы – разработка способов централизованно го восстановления и совершенствования скважинных штанговых плунжерных насосов на этапе технического обслуживания и ремонта на нефтедобывающих предприятиях.

Задачи, решаемые в диссертационной работе:

1. Анализ состояния эксплуатационного фонда нефтяных скважин, эксплуати руемых штанговыми скважинными насосными установками на примере АНК «Башнефть».

2. Выявление наиболее слабых узлов скважинных плунжерных насосов и ана лиз способов повышения ресурса в различных условиях их эксплуатации.

3. Аналитические исследования динамического нагружения узлов плунжерной насосной установки в процессе его функционирования в скважинных усло виях и установление причин, вызывающих обрывы штанг в средней и ниж ней участках колонны.

4. Разработка способов восстановления ресурса скважинных плунжерных на сосов путем совершенствования конструкции клапанных узлов и повыше ния качества плунжерной пары при ремонте.

5. Лабораторные исследования клапанных узлов скважинных плунжерных насосов для определения их надежности и работоспособности по утечкам через уплотнения запорного элемента.

6. Отработка технологии эксплуатации скважинных плунжерных насосов в промысловых условиях с целью определения их работоспособности и со поставление полученных результатов с серийными насосами, выпускаемы ми машиностроительными предприятиями.

Научная новизна.

1. Выявлены наиболее нагруженные уязвимые элементы плунжерных на сосных установок при их эксплуатации в скважине, установлены причины об рывов штанг на среднем и нижнем участках колонны за счет действия ранее не учитываемых динамических нагрузок.

2. Путем теоретического анализа установлены динамические нагрузки, действующие на детали клапанных узлов и штанговую колонну скважинных насосов в течение рабочего цикла при ходе всасывания и нагнетания, связанные с запаздыванием движения плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг.

Показано, что динамические нагрузки при возникновении гидравлическо го удара, действующего на запорные детали клапана и штанговую колонну, достигают 25 кН, что в некоторых случаях превышает статическую нагрузку.

3. Предложен теоретический способ определения динамических нагрузок при работе клапанного узла плунжерных насосов, основанный на расчете об ратного гидравлического удара, возникающего при резком начальном ходе плунжера вверх.

4. Предложен оригинальный способ снижения динамических нагрузок, действующих на детали клапана за счет демпфирования при посадке запорного элемента на седло. Снижение нагрузки в предлагаемой конструкции клапана пробкового типа достигает 40-50 % от посадочной нагрузки, возникающей при использовании шаровых запорных элементов.



Практическая ценность результатов диссертационной работы.

1. Рекомендуется к применению конструкция клапана скважинного плунжерного насоса, позволяющая существенно повысить коэффициент напол нения насоса в промысловых условиях, что в конечном счете приводит к полу чению дополнительно добытой нефти без существенных капитальных затрат.

Предложен новый вариант конструкции пробкового клапана повышенной надежности.

2. Предложен способ восстановления насосного цилиндра путем хонин гования и последующего азотирования до ремонтного размера, позволяющий увеличить ресурс насоса в 1,5 раза.

3. Разработан способ восстановления наружного диаметра плунжера до заданного размера путем напыления износостойкого состава, снижающий за траты на ремонт за счет экономии металла.

Защищаемые положения.

1. Теоретические методы определения нагруженного состояния штанго вой колонны и запорных элементов клапанного узла насоса в течение рабочего цикла его работы.

2. Теоретические способы определения ресурса насоса при эксплуатации в различных геолого-технических условиях по степени снижения подачи за счет утечек в плунжерной паре.

3. Новую конструкцию клапанного узла насоса, обеспечивающую повы шение надежности и снижение динамических нагрузок при работе запорного элемента.

4. Технологию восстановления ресурса насоса в процессе ремонта на ба зах производственного обслуживания нефтедобывающих предприятий в преде лах нефтяных регионов.

5. Рекомендации по определению срока службы насосов с усовершенст вованными клапанами в промысловых условиях.

Апробация результатов диссертационной работы.

Результаты диссертационной работы докладывались на следующих кон ференциях и совещаниях:

- V межвузовская научно-методическая конференция «Проблемы нефте добычи Волго-Уральского региона», г. Октябрьский, 2000 г.;

- Международная научно-практическая конференция «Актуальные про блемы Уральской нефтегазоносной провинции», г. Октябрьский, 2001 г.;

- Всероссийский научно-практический семинар «Российское машино строение –нефтегазовому комплексу», г. Москва, 2-4 апреля 2003 г.;

- IV конгресс нефтегазопромышленников России «Повышение эффектив ности разработки нефтяных и газовых месторождений», специализированная научная секция «А», г. Уфа, 2003 г.

Объем и структура работы Диссертационная работа состоит из пяти глав, основных выводов, списка использованных источников из 101 наименования, содержит 110 стр., включает 22 рисунка и 17 таблиц.

Публикации Результаты диссертационной работы опубликованы в 6 статьях и 7 тези сах докладов, подана заявка на изобретение. По теме диссертации зарегистри рован один отчет по хоздоговорной научно- исследовательской работе.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе сделан анализ состояния эксплуатационного фонда сква жин, эксплуатируемых плунжерными скважинными насосами. Эксплуатацион ный фонд скважин АНК «Башнефть» в 2003 году насчитывает 18294 скважины, из которых 80% оборудованы штанговыми скважинными насосными установ ками. По мере истощения пластовой энергии относительное количество сква жин, эксплуатируемых штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ), неуклонно возрастает.

Востребованность ШСНУ будет достаточно длительной, так как при со хранении современной годовой добычи нефти обеспеченность разведанными запасами в мире превышает 40 лет.

Опыт эксплуатации показывает, что благодаря широким функциональ ным возможностям, простоте конструкции и простоте обслуживании ШСНУ обладают достаточно высокой рентабельностью. Учитывая массовость эксплуа тируемых штанговых насосных установок, необходимо считать, что тема дис сертационной работы обладает высокой актуальностью, так как она направлена на разработку новых технических и технологических приемов, повышающих работоспособность плунжерного насоса, что приводит к повышению МРП.

Наряду с достоинствами, обеспечивающими массовое применение ШСНУ в различных эксплуатационно-технологических условиях, имеется це лый ряд недостатков, существенно снижающих эффективность их работы. В первую очередь это связано с тем, что при ходе плунжера вверх на колонну штанг действуют собственный вес и вес столба жидкости;

при ходе вниз дей ствие веса жидкости передается трубам. Сочетание переменных по величине усилий с большим собственным весом колонны штанг вызывает сложное на пряженное состояние материала штанг.

Одним из первых ученых, внесших большой вклад в теорию работы штанговых плун жерных насосных установок, является А.С.Вирновский. Широко известны также работы К.С.

Аливердизаде, А.Н.Адонина, М.Д. Валеева, Г.И.Богомольного, Я.А. Грузинова, Н.Д.Дрэго теску, А.А. Ишмурзина, В.М.Касьянова, Б.Б. Крумана, И.Т. Мищенко, К.Р.Уразакова и др.

Скважинный штанговый насос является машиной объемного принципа действия, на эффективность работы которого оказывает существенное влияние вязкость скважин ного флюида из-за наличия в конструкции насоса всасывающего и нагнетательного кла панов. Поэтому работа насоса осложняется при откачке нефтяной эмульсии.





Общеизвестным для всех специалистов по добыче нефти слабым элемен том в ШСНУ является штанговая колонна. В таблице 1 приведены данные по обрывности штанг в НГДУ "Чекмагушнефть" АНК "Башнефть".

Обрывность штанг по конструктивным элементам приведена в таблице 2.

Таблица 1 – Обрывность штанг по типоразмерам и видам насосов Вид и типо размер насоса НВ-28 НВ-32 НВ-38 НВ-44 НН-44 НН-55 НН- Фонд насосов 151 758 84 290 76 141 Количество обрывов штанг 15 100 13 57 15 40 Коэффициент 0,100 0,132 0,155 0,197 0,197 0,284 0, обрывности Таблица 2 – Обрывность по конструктивным элементам штанговой колонны Элемент штанги Тело Резьба Муфта Высадка Квадрат Количество обры- 167 13 45 12 вов Коэффициент об- 68,4 5,3 18,4 5,0 2, рывности, % Для анализа работы скважинного оборудования были использованы опубликованные фактические материалы эксплуатации ШСНУ в НГДУ "Туй мазанефть". Анализ большого количества скважин, эксплуатируемых ШСНУ, различных типоразмеров, различные характеристики пластов и откачиваемой жидкости позволили получить результаты с высокой степенью достоверности.

Промысловые данные по отказам скважинного оборудования приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Виды отказов скважинного оборудования в НГДУ "Туймазанефть" Виды отказов Число отказов Количество, % Обрыв штанг 185 23, Отворот штанг 259 31, Обрыв полированного штока 84 10, Обрыв насосно-компрессорных труб 4 0, Негерметичность НКТ 38 4, Отказы насоса из-за износа клапа- 261 30, нов и износа плунжерной пары Фонд скважин 831 Таблица 3 показывает, что на отказы собственно насосов приходится от общего числа. При рассмотрении поднятых насосов установлено, 30,4 % что в 72 % случаев происходит запарафинивание клапанов и заклинивание плунжера, в 18% - износ плунжерной пары. Поэтому в диссертационной работе основное внимание уделено разработке специальных клапанных узлов и мето дов восстановления размеров плунжерной пары насоса. Кроме этого, установ лено, что достаточно большое количество обрывов происходит в средней и нижней части штанговой колонны.

Во второй главе рассмотрены методы определения нагрузок, действую щих на штанговую колонну. Проанализированы формулы для расчета усилий, действующих на головку балансира в процессе цикла работы штангового насо са. Многообразие подходов связано с тем, что в реальных условиях усилия в штанговой колонне отличаются от расчетных.

Практика эксплуатации ШСНУ показывает, что штанговая колонна явля ется основной причиной подземных ремонтов скважин из-за их обрывов. При этом установлено, что обрывы штанг наблюдаются не только в верхней части штанг, но и в средней и нижней частях. Это свидетельствует о том, что процесс напряженного состояния штанговой колонны при работе ШСНУ нельзя объяс нить общепринятой системой причинно-следственных связей. Поэтому предло жено уточненное теоретическое обоснование динамических нагрузок, действую щих на штанговую колонну в процессе работы плунжерного насоса в скважине.

В течение цикла работы ШСНУ на полированный шток штанговой ко лонны действуют нагрузки, изменяющиеся от максимума до минимума вслед ствие изменяющегося нагруженного состояния плунжера насоса. Максималь ные нагрузки на головку балансира действуют при ходе точки подвеса штанг вверх, так как к собственному весу колонны добавляется сила веса откачивае мой жидкости и сопротивления при закачке жидкости в приемный коллектор системы сбора нефти.

Движение плунжера штангового насоса определяется закономерностями движения головки балансира станка-качалки. Движение полированного штока в свою очередь можно рассматривать как гармонические колебания с амплиту дой, равной половине хода полированного штока S/2 с частотой, равной числу качаний в минуту головки балансира. Некоторые отклонения от чисто гармо ничного движения возникают в результате влияния геометрии четырехзвенника станка-качалки на кинематику четырехзвенника.

Инерционные ускорения приводят к перебегу плунжера в мертвых точ ках. Величину перебега можно определить по формуле Маршу-Коберли:

S n2 H Sа =, (1) k где S – длина хода полированного штока;

H - глубина подвески насоса;

n – число ходов головки балансира;

k – коэффициент, зависящий от соотношения длины шатуна к длине кривошипа.

Эффективная длина хода плунжера определяется по длине хода полиро ванного штока за вычетом потерь длины хода и с учетом инерционного уве S личения длины хода Sа.

Sэф = S - S +S а. (2) Удлинением колонны НКТ при работе плунжерного насоса можно пре небречь, так как площадь сечения подъемных труб значительно больше площа ди сечения штанг.

График движения плунжера (нижнего конца колонны штанг) показан на рисунке 1. В начальный момент времени точка подвеса штанг А, а следователь но, полированный шток занимает крайнее верхнее положение. Соответственно нижний конец этой колонны с учетом инерционного перебега также зани Sа ' мает верхнее положение, соответствующее точке А. В этот момент на плунжер насоса начинает действовать сила тяжести столба жидкости, поддерживаемого им, а также сила упругости колонны штанг. При перемещении точки подвеса ко лонны штанг вниз всасывающий клапан насоса закрывается, вследствие чего воз никает сила реакции жидкости, находящийся в цилиндре под плунжером насоса.

По мере перемещения полированного штока вниз давление жидкости под плунжером насоса увеличивается, а давление столба жидкости над плунжером остается постоянным. Так как жидкость практически несжимаема, то в какое-то время перемещения верхнего конца колонны штанг вниз ее нижний конец, со единенный с плунжером насоса, остается неподвижным (время на возврат инер ционных нагрузок).

В момент времени t', соответствующий точке Б, когда давление жидкости под и над плунжером насоса сравняются, открывается нагнетательный клапан, находящийся в плунжере насоса, и плунжер начинает перемещаться вниз под действием силы тяжести колонны штанг и плунжера. При этом силами трения колонны штанг о стенки НКТ и плунжера о стенки цилиндра можно пренебречь ввиду их незначительности.

Дальнейшее перемещение плунжера насоса вниз происходит равномерно до нижне го его положения ( точка С ), соответствующего полуколебанию точки подвеса штанг.

S Е' А S Б' Б А' Е Sшт t2 t 0 t t, c t S C D Рисунок 1 – Сравнительный график движения точки подвеса штанг плунжера насоса: 1 – линия движения точки подвеса штанг;

2– линия движения плунжера.

При перемещении точки подвеса штанг вверх, плунжер остается непод вижным от точки С ( точка t2 ), до точки D (точка t3 ), когда сила упругости ко лонны штанг становится равной силе от разности давлений жидкости над и под плунжером насоса. С этого момента, соответствующего точке D, плунжер насо са начинает перемещаться вверх, преодолев действие силы упругости колонны штанг. Движение плунжера происходит, до верхнего крайнего положения (точ ка Е), при котором заканчивается одно полное колебание как плунжера, так и точки подвеса колонны штанг.

Ввиду инерционности штанговой колонны плунжер совершит некоторый перебег вниз, что приведет к запаздыванию закрытия нагнетательного клапана при переходе к движению вверх. Кроме этого, при закрытии нагнетательного клапана на штанговую колонну начнет действовать сила веса жидкости, что приведет к удлинению колонны на величину S. Поэтому движение плунжера вверх начнется через время t = t3 – t2, за которое точка подвеса штанг пере местится на величину S = vшт· t. При этом страгивание плунжера произойдет уже при набранной скорости точки подвеса колонны штанг шт.

Если сравнивать скорости движения головки балансира и плунжера ШСНУ, то окажется, что страгивание плунжера будет происходить практиче ски мгновенно в сравнении с перемещением точки подвеса штанг, так как в точке Д скорость будет больше в сравнении с известной синусоидой, опреде ляющей ускорение движения головки балансира. В этом случае на колонну штанг будет действовать импульс силы, превышающий инерционные нагрузки на штанговую колонну, вызванные ускорением движения колонны при перехо де плунжера от движения вниз к движению вверх. Это в конечном счете приво дит к гидравлическому удару, вызывающему перегрузки в материале штанг.

Величину динамических нагрузок от гидравлического удара можно определить по формуле Н.Е. Жуковского, выведенного им для трубных систем. Учитывая, что в данном случае гидравлический удар происходит при движении плунжера, а не потока жидкости, такое явление можно назвать обратным гидравлическим ударом.

Интенсивность импульса силы при гидравлическом ударе можно опреде лить на основе решения уравнения Н.Е.Жуковского для неустановившегося движения идеальной несжимаемой жидкости в трубопроводе. Расчеты показы вают, что в условиях скважины для насоса с диаметром плунжера 44 мм при скорости плунжера в пределах (0,75-1,0) м/с гидравлический удар составляет не менее 1,5-3,0 МПа. Эта нагрузка существенно влияет на напряженное состояние штанговой колонны, особенно при глубине подвески насоса свыше 1000 м. По этому вполне естественно объяснить обрывы штанг в нижней части действием гидравлического удара при превышении скорости движения точки подвеса штанг свыше 1,0 м/с, что возникает при числе качаний головки балансира свы ше 6 за 1 минуту. Учитывая динамику штанговой колонны предложено демп фирующее устройство, расчет которого представлен в третьей главе.

В третьей главе рассмотрены варианты конструкций клапанов штанго вых плунжерных насосов пробкового типа.

В скважинных штанговых насосах основными узлами являются всасы вающий и нагнетательный клапаны. От их состояния во многом зависит эффек тивность работы насосной установки. В серийных насосах применяются клапа ны шаровой конструкции из-за их кажущихся надежности и простоты, хотя обе эти позиции не выдерживают критики.

Фактически конструкция шарового клапанного узла достаточно сложна.

В его состав входят пять конструктивно сложных деталей, причем наиболее сложными являются клетка клапана, посадочное седло и корпус. Запорный эле мент прост по форме, которая представляет собой классическую сферу, но технология изготовления шара имеет многоступенчатое исполнение. Износо стойкость шаров достигается за счет применения специальных материалов и термообработки.

Работоспособность шарового клапанного узла по герметичности низка, так как контактное касание происходит по линейному принципу. Сфера, впи санная в конус, представляет собой по линии касания круг. При линейной гер метизации малейшее несовпадение с идеальными геометрическими формами приводит к появлению зазоров между контактирующими элементами. Через эти зазоры происходят утечки откачиваемой жидкости. Надежность шарового кла панного узла снижается под действием коррозии и при малейшем износе. По скольку откачиваемая жидкость имеет высокую коррозионную активность, до биться надежной работы шарового клапанного узла практически невозможно.

На рисунке 2 дается конструктивная схема клапана пробкового типа для плун жерного насоса, первоначально разработанного в УГНТУ.

Клапан жестко крепится к цилиндру насоса и опускается в скважину на колонне подъемных труб. Затем на штангах опускается плунжер с нагнетатель ным клапаном и насос пускается в работу. Крайнее верхнее положение затвора 5 (клапан открыт) и крайнее нижнее положение затвора 5 (клапан закрыт) огра ничивается соответствующими упорными поверхностями корпуса 1 и седла 2.

В момент закрытия клапана вначале затвор 5 входит в соприкосновение с внутренней поверхностью седла 2, происходит первоначальная герметизация зоны всасывания от зоны нагнетания. За счет перепада давления затвор 5 дви жется вниз до упора хвостовика 4 на упорную поверхность седла 2. При этом в момент движения затвора 5 вниз, эластичное кольцо 6 утоплено в канавке, об разованной затвором 5 и поджимным кольцом 7, и не контактирует с седлом 2.

По мере роста давления в зоне нагнетания и роста утечек через затвор 5 под жимное кольцо 7 начинает давить на эластичное кольцо 6 и, распирая его, при жимает к седлу 2, чем предотвращаются утечки через клапан. Таким образом, эластичное кольцо входит в контакт с седлом 2 лишь в неподвижном состоянии затвора 5, чем предотвращается интенсивный износ эластичного кольца 6.

На втором этапе совершенствования клапанного узла были проведены опытно-конструкторские работы по созданию демпфирующего устройства в посадочном узле конструкции. Для этого запорную часть клапана было пред ложено изготавливать в дифференциальном варианте таким образом, чтобы в ходе закрытия сквозного отверстия клапана процесс происходил в два этапа.

Для этого одна часть запорного устройства должна осекать от общего канала часть полости, жидкость из которой должна выдавливаться через калиброван ные каналы. В результате посадка запорного элемента на седло будет происхо дить не мгновенно, а в течение определенного промежутка времени, что суще ственно снижает динамическую нагрузку за счет уменьшения скорости и уско рения при посадке запорного элемента клапана. На рисунке 3 приведена рас четная схема демпфирующего устройства.

Груз с наконечником Рисунок 2 - Всасывающий клапан штангового скважинного насоса Б dк A dс d3 D Рисунок 3 – Схема к расчету демпфирующей способности клапана Жидкость, находящаяся в замкнутой полости А, может вытесняться через кольцевой канал Б, сечение которого определяется размерами проходного сече ния седла клапана (d С ) и подвижной втулки (d К ).

Отсюда определяется объем замкнутой полости (d ) d 32, Vn = (3) С где d З – диаметр шейки запорного элемента клапана.

При истечении указанного объема жидкости через зазор sk будет проис ходить гашение импульса силы, действующей на штанговую колонну.

Усилие, снижаемое демпфером, определяется из зависимости 12 µFц Pд =, (4) d3 sк где ход (поршня) клапана при вытеснении жидкости из замкнутой полости;

- скорость;

sк - радиальный зазор.

Динамическая вязкость скважинного флюида в пластовых условиях при нята µ = 100 мПа ·с. Для старых нефтяных месторождениях вязкость может достигать 500 мПа ·с. Остальные показатели для расчета выбраны для нагнета тельного клапана типа КШК для насоса НН2Б-44 следующие:

= 0,005 м;

=0,25 м/с;

F = (d C d З ) = 387.79 мм ;

d 3 = 15,42 мм;

2 (d C d к2 ) =41,68 мм.

Sк = Расчет произведен по формуле ( 4 ).

Демпфирующая сила составляет 12 100 10 3 0,01 0,25 3,88 2 (10 4 ) Рg = = 1331,2 Н.

3,14 0,015 0,42 3 (10 4 ) Таким образом, динамическая нагрузка снижается при использовании клапана типа КШК на 1300 Н и более, так как вязкость нефти может быть больше принятой для расчета. В результате повышается межремонтный период эксплуатации ШСНУ.

Известные широкопроходные клапаны плунжерного насоса в процессе их внедрения в практику добычи нефти во многих регионах показали положитель ные результаты. При их применении, как правило, коэффициент наполнения насоса возрастает. Однако в условиях сероводородной агрессии резиновое уп лотнительное кольцо быстро выходит из строя. Поэтому ресурс клапана, а сле довательно, межремонтный период насосной установки, не всегда возрастает.

Поэтому было решено в качестве герметизирующего элемента использовать материал, не реагирующий на присутствие сероводорода в откачиваемой среде.

В качестве такого материала было предложено использовать полиуретан.

Износостойкость изделий из полиуретана, работающих на износ, в 5- раз превышает время работы аналогичных изделий из резины и других эла стичных материалов.

Полиуретан по своим свойствам обладает большей жесткостью в сравне нии с резиной. Поэтому было решено повысить усилие, действующее на под вижную втулку. Для этого втулка была снабжена хвостовиком, который разме щается в кольцевой проточке головки запорного элемента клапана.

В четвертой главе приведены результаты стендовых исследований кла пана типа КШК.

Лабораторные исследования широкопроходных клапанов проводились на специальном стенде, спроектированном для этой цели и встроенном в стенд для проведения гидроиспытаний плунжерных насосов модели ОБ95-95.00.000.

Стенд представляет собой раму, к которой приварена площадка. К площадке с помощью болтов прикреплен фланец с резьбой, на которую наворачивается широкопроходной клапан КШК – 44М.02.00 СБ (объект исследования). Сверху на корпус клапана плотно наварачивается колпак, к которому приварен подво дящий патрубок, связанный гибким шлангом высокого давления с гидростан цией, создающей давление рабочей жидкости до 20 МПа, с помощью которой производится опрессовка клапана. В качестве рабочей жидкости используется индустриальное масло И20А ( ГОСТ 20799-75 ). В процессе проведения опрес совки широкопроходного клапана из гидростанции рабочая жидкость с задан ным давлением, регулируемым с помощью вентиля, через патрубок попадает в полость над клапаном.

Целью лабораторных исследований на стенде являлось определение оп тимальных размеров уплотнительного (полиуретанового) кольца, при которых необходимо было установить условия, определяющие минимальные потери по утечкам рабочей жидкости при срабатывании широкопроходного клапана типа КШК-44В на запирание при различных давлениях на клапанный узел.

Испытание клапанов КШК-44 производилось путём подачи давления от гидростанции через патрубок высокого давления в верхнюю полость широко проходного клапана, который своими направляющими скользит по корпусу клапана вниз и уплотнительным полиуретановым кольцом садится в седло, расположенное в нижней части корпуса и перекрывает отверстие, закрывая проход жидкости. Клапан при этом запирается. При подаче давления снизу, клапанный узел с полиуретановым кольцом потоком жидкости выталкивается из седла, перемещаясь вверх по корпусу клапана, освобождая проход жидко сти. Клапан открывается.

Определение утечек производилось в зависимости от зазора между сед лом КШК-44 и полиуретановым кольцом, а также в зависимости от зазора ме жду втулкой КШК-44 и клапаном КШК-44. Тем самым определялись опти мальные размеры кольца и нажимной втулки клапана.

Для проведения исследований было запланировано использовать ряд за данных по размеру колец, втулок и седел, показанных ниже.

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;

- диаметром 43,33 - 0.1;

(полиуретановое) - 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 по казывает, 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 превы шают допустимые нормы. При меньших зазорах широкопроходной клапан ра ботает с небольшими утечками (зазор 0,338 м). Более надежные результаты по лучены 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 дефор мации полиуретанового кольца, обладающего повышенной жесткостью по сравнению с резиновым кольцом.

Утечки, мм 1 - зазор между седлом и кольцом - 0,662 мм;

2 - зазор между седлом и кольцом - 0,336 мм;

3 - зазор между седлом и кольцом - 0,162 мм.

6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20, Давление опрессовки, МПа 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 на сосов, работоспособность которых сопоставима с ресурсами серийных плун жерных насосов, изготовленных на различных машиностроительных предпри ятиях.

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

После дефектовки цилиндр подвергается правке. Для этого используется специальный стенд ОБ95-158.000 с качающимися опорами, с помощью которо го 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 достига ет 6 м. Для хонингования цилиндров из азотированной стали 38Х2МЮА ис пользуются алмазные бруски 125х12х6 АС15 160/125 100 М2-01, которые за крепляются 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. Характер ные виды износа плунжера связаны прежде всего с отслаиванием хромового покрытия и снижением диаметра по наружной поверхности.

Наиболее ответственная и сложная часть ремонта плунжера – процесс га зотермического напыления износостойким порошком ПР-НХ16СРЗ по ТУ 14-1 3785-90. Процесс нанесения износостойкого покрытия на рабочую поверхность восстанавливаемых деталей методом газотермического напыления самофлю сующимися порошками состоит из следующих операций: предварительная ме ханическая обработка упрочняемой поверхности, дробеструйная обработка, га зотермическое 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 требуе мых 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 модерниза ции клапанных узлов. Надежность клапанных узлов СШН предлагается повы сить с помощью запорного узла пробкового типа. При этом канал клапанного седла закрывается полностью даже при износе элементов конструкции. Сопос тавление геометрии проходных сечений клапанов показывает, что клапан проб кового типа обеспечивает по сравнению с шаровым большие проходные каналы.

Для окончательного решения вопроса об эффективности применения ши рокопроходных 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 широкопроход ными клапанами КШК-44В и КШК-44Н и введены в эксплуатацию. Первые ре зультаты эксплуатации опытных насосов в НГДУ "Аксаковнефть" даны в таб лице 4. Установлено, что полученные результаты в целом совпадают с приве денными по другим нефтяным регионам. Как правило подача насоса увеличи вается, что повышает добычу нефти, а следовательно, снижает себестоимость продукции без существенного увеличения затрат. Сравнительно небольшой ре сурс 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- ботка, напол- насоса спуска подъема до после насоса жины сут нения спуска спуска АСПО 309 1447 14.07.02 18.10.02 45 4,3 8,2 0, В работе 310 995 21.07.02 3,9 14 0, Сбит клапан 311 2109 14.07.02 16.01.03 45 4,5 4,2 0, Износ клапана 312 920 17.02.02 01.12.03 42 8,0 3,7 0, Примечание. Данные на 25.12.03.

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

Сравнение динамограмм, снятых при работе ШСНУ, показывает, что ди намика процесса различна при использовании клапанов шарового типа и проб кового типа с демпфирующим устройством. Анализ промысловых данных под твердил преимущества пробковых клапанных узлов, оснащенных демпфирую щим устройством.

Определение момента наступления постепенного отказа плунжерного на соса можно производить по значению его полезной экономически оправдан ной 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 - Q у. (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 скважин ной насосной установки.

Оптимальным следует считать такое наибольшее время эксплуатации на сосной 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 стои мости подземного ремонта.

Пользуясь терминологией, принятой в теории надежности, можно ска зать, что значение Qд, соответствует постепенному отказу насоса, и его даль нейшая 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 гидравличе ского 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 снабжен ный демпфирующей способностью, снижающей динамическую нагрузку на штанговую колонну в 1,5 -1,6 раза.

3. Стендовыми исследованиями установлены закономерности работы пробко вого клапанного узла. Установлено, что утечки при наличии зазора между герметизирующим кольцом и цилиндрическим каналом седла клапана нахо дятся 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. Вос становление плунжера до ремонтного размера предложено производить пу тем напыления на подготовленную поверхность износостойкого материала с помощью газоструйного способа.

5. Предложен метод определения срока эксплуатации штангового плунжерного насоса по экономическим критериям, определяемым сопоставлением стои мости 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, ос нащенными широкопроходными клапанами конструкции УГНТУ / Султанов Б.З., Габдрахимов М.С., Сальманов 3,Г., Галимуллин М.Л.// Проблемы нефте добычи 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 ОЗ НПО АНК "Башнефть"// Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона:

Тез. докл. V межвузов. научно-метод. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.-С.83 84.

3. Галимуллин М.Л. Ремонт клапанов при капитальном ремонте штанго вых глубинных плунжерных насосов //Проблемы нефтедобычи Волго Уральского 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 кла панных пар штанговых глубинных насосов, поступающих на капитальный ре монт //Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: Тез. докл. V межву зов. науч.-метод. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.- С.137.

5. Габдрахимов М.С., Султанов Б.З., Галимуллин М.Л. Влияние широко проходных 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 испы тания в НГДУ "Аксаковнефтъ" опытной партии штанговых глубинных насосов, оснащенных клапанами Конструкции УГНТУ // Актуальные проблемы Волго Уральской 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, ос нащенных шаровыми клапанами // Актуальные проблемы Волго-Уральской неф тегазоносной 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 испы таний 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 широкопро ходных клапанных узлов для скважинных штанговых насосов / Нефтяное хо зяйство. – 2002.- №12. – С. 77-79.

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

специализир. науч. секции «А» Четвертого Конгресса нефтегазопромышленников России «Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторожде ний. – 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 Всерос сийского науч.-практ. сем. «Состояние и перспективы производства отечест венного бурового и погружного оборудования». Москва-Пермь: Изд-во инж. произв. центра,2003.-С.24-29.



 

Похожие работы:





 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.