CC BY
84НАСОСЫ
в.н. Ивановский, A.A. сабиров, в.с. каштанов, Ю.А. Донской, А.в. маляревский,
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
почему рвутся штанговые колонны?
Применение скважинных штанговых насосных установок при интенсификации добычи нефти приводит к значительному увеличению нагрузок на штанговые колонны. Это происходит из-за возрастания глубины спуска штанговых насосов, увеличения их условных диаметров, роста скорости откачки (в первую очередь - за счет увеличения частоты двойных ходов плунжера).
При этом в элементах штанговой колонны возникают напряжения, которые определяют работоспособность как штанговой колонны, так и всей насосной установки в целом. Анализ отказов скважинных штанговых насосных установок показывает, что из-за обрывов штанг происходит до 3040% всех отказов СШНУ (см. рис. 1). И это несмотря на то, что подборы оборудования проводятся с использованием современных методик и программных средств.
Возникает вопрос, почему даже наиболее точные методики и программы часто не могут гарантировать надежность скважинного оборудования, в
3% 11
33%
■ гтм
■ отсутствие подачи обрыв штанг снижение подачи отворот штанг
Рис.1. Диаграмма типичного распределения причин отказов СШНУ
частности колонны насосных штанг? Как уже отмечалось (публикация в № 11 за 2006 г.), нагрузка на колонну штанг при ходе вверх состоит из нескольких слагаемых: Р-а* Р + А * Р+ А * Р + А*
гв_"1 гштАт™2 гж т "3 г мех.тр. "4 Рг-д.тр. + А5 Рин + А6 Рвиб (1)
При движении плунжера насоса вниз нагрузка составит:
Р - А * Р - А *Р - А* Р -
1 н 7 1 штА 8 1 мех.тр. "9 1 г-д.тр. - А10 Рин - А11 Рвиб (2)
где: РштА — вес колонны штанг (с учетом коэффициента Архимеда): Рж — вес столба жидкости над плунжером штангового насоса: Риех.тр. и Рг-д.тр. — силы механического и гидродинамического трения, Рин и Рвиб — инерционные и вибрационные силы;
А1-А11 — поправочные коэффициенты. Динамограммы усилий при этом могут выглядеть так, как представлено на рис. 2 и 3 (повтор этих динамограмм, опубликованных и в № 11 за 2006 г. обусловлен ошибками в изображении динамограммы — рис. 3). Наличие осложняющих эксплуатацию СШНУ факторов (отложения парафина, механических примесей и смол в колонне НКТ и в скважинном насосе; повышенный износ плунжерной пары; задиры и подклинивания в плунжерной паре и колонне насосных штанг; наличие свободного газа на приеме насоса; утечки в клапанах и т. д.) приводит к изменению как вида динамограммы,
так и значений нагрузок на колонну насосных штанг.
Однако эти изменения обычно не приводят к отказам установок из-за обрывов колонн насосных штанг. Применение для расчетов и подборов колонн насосных штанг методик, основанных на величинах допускаемых приведенных напряжений - [апр], позволяет получать довольно высокие запасы прочности. Например, для стали 20Н2М (сталь категории прочности К по спецификации Американского нефтяного института) величина предела усталостной прочности составляет на воздухе около 300 МПа (а-1 - 300 МПа), величина предела усталостной прочности в условиях коррозии а-1к - 210 МПа, а величина допускаемых приведенных напряжений для штанг из этой стали — [апр] - 90-110 МПа в зависимости от условий эксплуатации. Следовательно, коэффициент запаса прочности штанг, работающих в условиях отсутствия коррозионно-активных веществ, составляет Кпроч - 2,72^3,3; а для условий, осложненных присутствием коррозионных веществ, Кпроч - 1,9^2,33. Несмотря на такие значительные запасы прочности, обрывы штанговых колонн все же имеют достаточно большой удельный вес среди причин отказов СШНУ (см. рис.1). Анализ же современных данных по работе СШНУ в условиях интенсификации добычи нефти показал, что новые колонны штанг,
Технологии для выгодных решений
выпускает погружные центробежные насосы для добычи нефти (ЭЦн)
Мы предлагаем ЭЦН для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин в условиях фактора солеотложения. Узлы и детали насоса изготовлены с применением:
- современных полимерных материалов (рабочее колесо, проточная часть направляющего аппарата)
- антифрикционного тепло-кислотостойкого полимерного покрытия. Использование наших технологий позволило существенно поднять наработку на солеобразующем фонде.
В действующем эксплуатационном фонде РФ находятся более 4 тыс. установок ЭЦН с рабочими органами производства предприятия «Ижнефтепласт».
Чтобы узнать больше о нашей продукции зайдите на: www.izhnefteplast.ru
426065, Удмуртская республика, г. Ижевск, ул. Автозаводская, 7 Тел.: (3412) 46-46-62. Факс: (3412) 20-27-84 e-mail: [email protected]
НАСОСЫ
Динамограмма скв. 28.07.2006 12:42 ООО "Микон-К", цех куст скв Оборудование
Станок: число качаний 6,5 кач/мин, длина хода 1776 мм Глубина спуска насоса: м Режим откачки
Теоретическая производительность насоса: 13,32 куб. м/сут Дин. уровень (м) 1111 м Затрубное давление: 7,1 атм. Буферное давление: атм Колонна штанг
1.x, приведенное напряжение штанги: кг/мм2
2. х, приведенное напряжение штанги: кг/мм2
3. х, приведенное напряжение штанги: кг/мм2
3160
3351 кГс
2528
1896
1264
632
1420
355 710 1065
Заключение: Анализ:
Максимальная нагрузка на головку балансира: 3161 кг Минимальная нагрузка на головку балансира: кг Нагрузка от веса столба откачиваемой жидкости: кг Деформация колонны штанг: мм Деформация НКТ: мм
Фактическая производительность насоса: 10,79 куб. м/сут Эффективный ход плунжера: 1439 мм Коэффициент подачи насоса: 0,81
Рис.2. Динамограмма с заниженными показателями максимальных и минимальных нагрузок
Динамограмма скв. 28.07.2006 13:00 ООО "Микон-К", цех куст скв Оборудование
Станок: число качаний 6,2 кач/мин, длина хода 1953 мм Глубина спуска насоса: м Режим откачки
Теоретическая производительность насоса: 14,09 куб. м/сут Дин. уровень (м) 1111 м Затрубное давление: 7,1 атм. Буферное давление: атм Колонна штанг
1.x, приведенное напряжение штанги: кг/мм2
2. х, приведенное напряжение штанги: кг/мм2
3. х, приведенное напряжение штанги: кг/мм2
Р , КГС ветраеваемыйдмчик,периодпоуоюрениювкл.усред.хода,dP=3317
1775
Заключение: Анализ:
Максимальная нагрузка на головку балансира: 8103 кг Минимальная нагрузка на головку балансира: 4786 кг Нагрузка от веса столба откачиваемой жидкости: кг Деформация колонны штанг: мм Деформация НКТ: мм
Фактическая производительность насоса: 11,61 куб. м/сут Эффективный ход плунжера: 1609 мм Коэффициент подачи насоса: 0,82
Рис. 3. Динамограмма с завышенными показателями максимальных и минимальных нагрузок
выполненные из высококачественных сталей (группы прочности D и D супер по классификации API) и подобранные с помощью современных компьютерных программ, не должны иметь отказов из-за обрывов даже при наличии указанных выше неисправностей сква-жинного оборудования. На кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа им.Губкина работы по определению допускаемых приведенных напряжений разных материалов, методик ускоренного определения этих напряжений, а также разработки
методик расчета штанговых колонн велись начиная с 1960 г. Работы Р.А.Ба-грамова, В.М.Касьянова, Г.В.Молчанова, А.Г.Молчанова, В.Н.Ивановского, А.В.Де-говцова, Н.М.Николаева позволили решить многие проблемы работы штанговых колонн. Именно на основе указанных работ была проведена проверка рабочих гипотез о причинах частых обрывов штанговых колонн в условиях интенсификации добычи нефти. Среди этих рабочих гипотез были выделены следующие: • Неоптимальный подбор режимов откачки и скважинного насосного оборудования (длина хода, частота двойных ходов, диаметр насоса, ко-
личество и диаметры секций насосных штанг и НКТ, центраторы и скребки и т.д.);
Поставка заводами и использование нефтяниками некачественных элементов ШСНУ (штанговые насосы, штанги, НКТ, центраторы и т.д.); Организационные причины (старый фонд СК, который в течение времени был частично укомплектован «неродными» узлами и элементами - ухудшение кинематики и динамики СК); Использование оборудования обычного, не коррозионно-стойкого исполнения при наличии в откачиваемой жидкости коррозионно-актив-ных веществ.
Рис. 4. Вид обрывов штанг
Образец № 1 Образец № 2 Рис.5. Геометрия образцов штанг
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 3 \\ март \ 2007
Образец № 1 Образец № 2
Рис.6. Кристаллография образцов штанг
Образец №3
Анализ промысловых данных подтвердил, к сожалению, практически все указанные гипотезы. Естественно, что в одних регионах превалирующим было влияние одного фактора, в других — другого, но в основном причинами обрывов штанговых колонн является человеческий фактор. Действительно, опытные работники практически всегда правильно и почти оптимально подбирают режим откачки (длина хода и частота двойных ходов плунжера) и состав скважинного насосного оборудования (диаметр насоса, марку стали, длины и диаметры секций насосных штанг, в том числе -«тяжелого низа»). Также опытные нефтяники не допускают разукомплекта-цию наземного оборудования - станков-качалок и устьевого оборудования и пристально следят за составом пластового флюида.
Однако в настоящее время практически все нефтяные компании вывели из своего состава сервисные подразделения, что привело к разрыву между «нефтяниками» и «механиками». Такой разрыв приводит иногда к потере объективной информации об условиях работы оборудования в скважине, в связи с чем сервисные компании поставляют «усредненное» оборудование, не видя особенностей, характера каждой скважины. С другой стороны, сервисные компании при комплектации оборудования СШНУ «собирают с бора по сосенке», поскольку ни одна машиностроительная фирма не поставляет
скважинные штанговые насосные установки в комплекте. Все это приводит к снижению надежности оборудования и потере уверенности нефтяников в эффективности применения СШНУ при интенсификации добычи нефти. Нами были проведены исследования нескольких оборванных насосных штанг, которые проработали в скважине, по информации нефтяников, менее года. Анализ нагрузок и проведенные расчеты показали, что все оборванные штанги имели большой запас прочности по приведенным напряжениям. С другой стороны, вид всех обрывов полностью соответствовал классической форме
Рис.7. Твердость образцов штанг (по шкале Бринеля)
обрывов при усталостно-коррозионном разрушении (см. рис. 4). Для выяснения причины выхода из строя штанг, имеющих расчетные напряжения гораздо меньшие, чем допускаемые, были проведены визуальные, кристаллографические и прочностные исследования.
Уже визуальное исследование показало, что все образцы оборванных штанг имели существенное отклонение от геометрических параметров, заложенных в ГОСТе 13877 и в спецификации API (рис. 5).
Несоосность присоединительной резьбы и тела головки составляла 1,5-1,8 мм, угол отклонения оси тела штанги от оси резьбы превышал 20. Расчеты показали, что такая геометрическая форма штанги увеличивает напряжения, возникающие в прямолинейной штанге, еще как минимум на 30-50%. И если искривление в образце № 2 могло произойти по вине работников, совершавших транспортные или монтажные операции со штангами на скважине, то форма образца № 1 могла быть получена только в процессе изготовления на заводе (см. рис. 5). Кристаллографические исследования образцов показали, что все они имеют разную структуру (рис. 6) и твердость (рис. 7), хотя по паспорту относятся к группе прочности D супер по классификации API.
Разным оказался и химический состав образцов: один образец был изготовлен из стали 20Н2М (группа прочности К по классификации API), второй — из стали 15Х2ГМФ, третий — из стали 15Х2МНФ.
Таким образом, проведенная работа показала, что нефтяники зачастую вместо заказанных в соответствии с уточненными расчетами штанговых колонн необходимой категории прочности получают совершенно иное оборудование, к тому же имеющее неисправимые дефекты, что в конечном итоге и приводит к отказам.
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ насосы \\ 37
