Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое обрудование

Подождите немного. Документ загружается.

Рис. 4.27. Принципиальная схема гидравлического динамографа

и его установки между траверсами канатной подвески:

1 - нить приводного механизма; 2 - шкив ходового винта; 3 - ходовой винт столика;

4 -- направляющие салазки столика; 5 - бумажный бланк, прикрепленный к столику;

6 - пишущее перо геликсной пружины; 7 - геликсная пружина;

8 - капиллярная трубка; 9 - силоизмерительная камера; 10 - нажимной диск;

11 - месдоза (верхний рычаг силоизмерительной части);

12 - рычаг (нижний) силоизмерительной части

Изучение динамограммы позволяет определить максимальную

и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить ди-

намические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и не-

поладок в работе ШСНУ и насоса.

В. м. т. и Н. м. т. - соответственно верхняя и нижняя мертвые точ-

ки (стрелками показан ход записи динамограммы)

На рис. 4.28, а показана простейшая динамограмма нормальной

работы насоса, которая имеет форму правильного параллелограмма.

Силы трения направлены против движения, поэтому при ходе вверх

они увеличивают нагрузку, а при ходе вниз - уменьшают. Инерцион-

ные нагрузки вызывают «инерционный поворот» динамограммы от-

носительно нормального ее положения (рис. 4.28,6). Волнистый ха-

рактер линий обусловлен колебательными процессами в штангах (рис.

4.28,в).

При значительных динамических нагрузках надежная расшифров-

ка динамограмм из-за сложного их вида затруднительна. В таких ус-

ловиях представляет интерес получение скважинных динамограмм,

-161-

-162-

соответствующих нижнему концу штанговой колонны. Практичес-

кие динамограммы по виду всегда отличаются от теоретической, со-

поставление с которой позволяет выявить дефекты и неполадки

в работе установки и насоса (рис. 4.29).

Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены

большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержа-

нием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковяз-

кой нефти и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением

ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, вы-

сокой температурой и др.

Вопрос 4.16. Подача ШСНУ. Коэффициент подачи

Теоретическая подача, минутная, часовая и суточная составит со-

ответственно

где/? - диаметр плунжера в метрах;

S - длина хода плунжера в метрах;

и - число двойных качаний в минуту.

Однако в действительности фактическая подача меньше теоретичес-

кой, что обусловлено причинами, которые можно свести в две группы

Первая группа - потери жидкости в скважинном насосе. К ним

относятся:

- наличие утечек через зазор плунжер - цилиндр;

- наличие утечек у всасывающих и нагнетательных клапанов;

- сжимаемость жидкости, обусловленная в первую очередь нали-

чием газа;

- отставание жидкости от плунжера при наполнении полости

насоса.

Вторая группа - потери, обусловленные конструкцией уста-

новки:

- утечки через муфтовые соединения труб;

- деформация колонны штанг и насосно-компрессорных труб при

работе насоса.

Потери жидкости в скважинном насосе характеризуются коэф-

фициентом подачи насоса представляющим собой отношение фак-

тической суточной подачи насоса к теоретической

-163-

-164-

a S в г д

Рис. 4.30. Деформация штанг-труб

(4.6)

При заякоренном насосе расчет реального хода должен вестись с

учетом условия i = 0.

Вопрос 4.17. Ремонт, хранение и транспортировка

скважинных насосов

Ремонт насосов подразделяется на текущий и капитальный. К те-

кущему, выполняемому в промысловых мастерских, относится смена

шарика, седла и клетки клапана, замена плунжера, удлинительного

166

патрубка, замковой опоры. К капитальному ремонту относятся все

работы, связанные с разборкой цилиндра и требующие применения

приспособлений и контрольно-измерительных приборов, они могут

выполняться только квалифицированными рабочими

Мастерская, где ремонтируются насосы, должна быть оборудова-

на верстаками с тисками и трубными зажимами, ваннами для мытья

деталей насосов, местами для их сушки, стеллажами для хранения

насосов, пирамидами для плунжеров, приспособлениями для притир-

ки клапанов и приборами для контроля их герметичности.

В отремонтированном насосе плунжер должен перемещаться без

заеданий, плавно, клапаны должны быть герметичными, ловильные

приспособления действовать исправно.

Хранят насосы на стеллажах. Все детали насосов должны быть

смазанными, а отверстия заглушены пробками. Помещение для хра-

нения должно быть сухим и чистым.

Насосы транспортируют в специальных стеллажах, обитых вой-

локом. При погрузочно-разгрузочных операциях необходимо приме-

нять меры по предотвращению ударов и сотрясений.

Вопрос 4.18. Насосные штанги, конструкция,

условия работы

Для передачи возвратно-поступательного движения от привода

к плунжеру скважинного насоса используется колонна насосных

штанг. Она собирается из отдельных штанг, соединяемых муфтами.

Насосные штанги представляют собой стержень круглого попе-

речного сечения с высаженными концами, на которых располагается

участок квадратного сечения и резьба. Резьба служит для соедине-

ния штанг с муфтами, а участок квадратного сечения используется

для захвата штанги ключом при свинчивании и развинчивании резь-

бового соединения (рис. 4.31).

Основными характеристиками насосных штанг являются: диаметр

по телу штанги d

и прочностная характеристика штанги - величина

приведенного допускаемого напряжения [а]. У нас в стране штанги

выпускаются диаметром 16,19, 22,25 мм, а допускаемое напряжение,

для наиболее широко распространенных марок сталей, составляет

Рис. 4.31. Штанга и муфта

-167

70... 130 МПа. В небольших количествах выпускаются штанги с до-

пускаемыми напряжениями 150 МПа.

Указанные величины по сравнению с аналогичными прочностны-

ми показателями сталей, применяемых в машиностроении, ниже

и определяются условиями работы колонны штанг - циклическим

нагружением в коррозионно-активной среде, ускоряющей процесс ус-

талостного разрушения штанг.

Выпускаются штанговые муфты: соединительные типа МШ для

соединения штанг одного размера и переводные типа МПШ для со-

единения штанг разного размера.

Муфты каждого типа изготавливаются в исполнении I с «лыска-

ми» под ключ и в исполнении II без «лысок».

Муфты каждого типа большей частью изготавливаются из угле-

родистой стали марок 40 и 45. Предусматривается также изготовле-

ние муфты из легированной стали марки 20Н2М для применения

в тяжелых условиях эксплуатации.

Для увеличения долговечности штанг, уменьшения воздействия на них

коррозионной среды (пластовой жидкости) они подвергаются термичес-

кой обработке и упрочнению поверхностного слоя металла. Наиболее ча-

сто используется следующий вид термообработки: нормализация, закал-

ка объемная, закалка ТВЧ. Поверхностное упрочнение обеспечивается за

счет дробеструйной обработки, обкатки роликом. Основная цель поверх-

ностного упрочнения - создание снимающих напряжений в поверхност-

ном слое материала. Кроме того, поверхность штанг покрывают лаками

или металлами, стойкими к воздействию окружающей среды.

Для регулирования положения плунжера относительно цилинд-

ра скважинного насоса используют короткие штанги - «метровки»

длиной 1000...3000 мм. Длина обычной штанги 8000 мм.

Особенностью штанг является накатка резьбы. Для сборки сту-

пенчатой колонны из штанг различных диаметров используют пере-

водные муфты МПШГ, позволяющие соединять штанги диаметрами

16 и 19, 19 и 22, 22 и 25 мм. Соединительные муфты изготавливают

с лысками и без лысок.

В зависимости от условий работы применяют штанги, изготов-

ленные из сталей следующих марок:

- для легких условий работы - из стали 40, нормализованные;

- для средних и среднетяжелых условий работы - из стали 20НМ,

нормализованные;

- для тяжелых условий работы - из стали марки 40, нормализо-

ванные с последующим поверхностным упрочнением тела штанги по

всей длине токами высокой частоты (ТВЧ) и из стали ЗОХМА, нор-

мализованные с последующим высоким отпуском и упрочнением тела

штанги по всей длине ТВЧ;

-168-

- для особо тяжелых условий работы - из стали 20НМ, нормали-

зованные с последующим упрочнением штанги ТВЧ.

Колонна штанг - один из наиболее ответственных элементов ус-

тановки, работающей в наиболее напряженных условиях. Прочность

и долговечность штанг, как правило, обусловливает подачу, как всей

установки, так и максимальную глубину спуска насоса. Обрыв штанг

вызывает простои и необходимость подземного ремонта. Разрушение

колонны штанг происходит, как правило, либо при разрыве тела штан-

ги, либо при разрушении резьбовых соединений.

Наиболее часто обрывы штанг происходят вследствие усталости

металла, в результате переменных нагрузок, концентраций напряже-

ний, коррозионности среды. Усталостное разрушение штанг обычно

начинается с поверхности образованием микротрещины. Поверхность

излома имеет характерный вид: она состоит из двух зон - мелкозер-

нистой и крупнозернистой. Усталостное разрушение штанг ускоря-

ется переменными нагрузками, концентрацией напряжений и воздей-

ствием коррозионной среды, поэтому выбор допускаемых напряже-

ний для штанг представляет собой важную задачу.

На долговечность резьбовых соединений большое влияние ока-

зывает плотность контакта торцов муфты, ниппеля и насосной штан-

ги. При свинчивании резьбовых соединений муфта- штанга должен

обеспечиваться контакт между торцами при максимальной нагрузке

на штанги.

Необходимо отметить, что наиболее приемлемыми для затяжки

резьбовых соединений являются механические ключи с гидро- и элек-

троприводом, позволяющие свинчивать штанги со строго определен-

ным моментом.

Важнейшее условие безаварийной работы колонны штанг - их

прямолинейность. Так, при стреле прогиба штанги, равной 0,5d, рас-

тягивающие напряжения увеличиваются в 5 раз. Для искривленных

и сильно искривленных скважин применяют шарнирные муфты. Бла-

годаря наличию двух шарниров муфта может изгибаться в двух вза-

имно перпендикулярных плоскостях. Применение подобных муфт

позволяет уменьшить напряжения, возникающие в результате изги-

ба, а также нормальные силы, обусловленные трением штанг о насос-

но-компрессорные, трубы.

Помимо штанг со сплошным сечением применяют полые штан-

ги для привода скважинного насоса с использованием внутрисква-

жинной депарафинизации, деэмульсации, ингибирования - в этих

случаях по внутренней полости штанг подается с поверхности к на-

сосу соответствующий химический реагент. Кроме того их исполь-

зуют для отбора продукции при одновременно-раздельной эксплу-

атации пластов, а также при необходимости подъема пластовой

-169-

где D - диаметр плунжера в м;

d - диаметр штанг в м;

-170-