Никишенко с. НГПром.оборудов
.pdfРис. 4.27. Принципиальная схема гидравлического динамографа
иего 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,
- 1 6 1 -
- 1 6 2 -
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
-1 6 3 -
- 1 6 4 -
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 dg 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 «лысками» 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
слысками и без лысок.
Взависимости 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;
-1 6 8 -
- 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 муфташтанга 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 внутрискважинной 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
- 1 6 9 -
где D - диаметр плунжера в м; d - диаметр штанг в м;
- 1 7 0 -