автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.07, диссертация на тему:Повышение эксплуатационных характеристик нефтепромыслового оборудования в территориально-производственном предприятии "Лангепаснефтегаз"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

имени И.М.ГУБКИНА

На правах рукописи НИКОЛАЕВ НИКОЛАЙ МИХАЙЛОВИЧ РГ6 ОД

7 5 ГгН 7ППП

ПОВЫШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ТЕРРИТОРИАЛЬНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОМ ПРЕДПРИЯТИИ «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ»

Специальность 05.04.07 - "Машины и агрегаты нефтяной и газовой промышленности"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2000 г.

Работа выполнена в Российском Государственном университете нефти и газа

имени И.М.Губкина

Научный руководитель:

кандидат технических наук, доцент Ивановский В.Н. Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Максутов P.A.; кандидат технических наук Деговцов A.B.

Ведущее предприятие: НГДУ «Лениногорскнефть»

АО «Татнефть»

Автореферат разослан « » 2000 г.

Защита диссертации состоится « ^ » ¿¿■¿¿ЛсУ 2000 г. в ¡> часов на заседании диссертационного Совета Д053.27.03 в Российском Государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: Москва, Ленинский проспект, 65. ''^^

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета.

Ученый секретарь Диссертационного Совета, кандидат технических наук

Э.С.ГИНЗБУРГ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В настоящее время в нефтяной отрасли России наблюдается тенденция к снижению средних дебитов скважин и осложнению условий эксплуатации в сочетании с увеличением доли скважин, эксплуатируемых механизированными способами. Все это ведет к ухудшению технико-экономических показателей всех существующих видов нефтепромыслового оборудования. Поэтому решение вопроса о повышения эксплуатационных характеристик разных видов нефтепромыслового оборудования, обеспечивающих повышение надежности и эффективности является весьма актуальными и имеют научную ценность и практическую полезность.

Цель работы и ее плановость. Целью работы является повышение эксплуатационных характеристик одного из основных видов нефтепромыслового оборудования - штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ) и повышение эффективности эксплуатации этого вида нефтепромыслового оборудования фонда скважин ТПП «Лангепаснефтегаз» (ТПП «ЛНГ»),

Работа выполнена на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности Российского Государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина в соответствии с тематическими планами университета и кафедры по созданию и оптимальному применению нефтепромыслового оборудования.

Научная новизна работы.

Определены основные зависимости, создана математическая модель «пласт-скважина-насосная установка», учитывающая основные эксплуатационные факторы, возникающие при эксплуатации скважинных штанговых насосов в осложненных условиях (газ, наклонно-направленные скважины, наличие механических примесей). Это позволило существенно повысить точность подбора скважинных насосных установок и обеспечить выполнение условия равнопрочное™ колонны насосных штанг.

Практическая значимость работы Выполненные теоретические и экспериментальные исследования позволили обеспечить более эффективную эксплуатацию нефтепромыслового оборудования в условиях ТПП «ЛНГ». Работа с установками штанговых, центробежных и винтовых насосов в ТПП «ЛНГ» проводится в соответствии с уточненными методиками подбора и диагностики. Это позволило увеличить наработку до отказа и повысить эффективность эксплуатации мало и

среднедебитных скважин.

Реализация в промышленности Результаты представленной работы были широко использованы в ТПП «Лангепаснефтегаз» и его подразделениях при разработке и внедрении комплекса по восстановлению, упрочнению, уточнению прочностных характеристик. В промысловом масштабе внедрены методы неразрушающего контроля насосных штанг, а также методики и программы подбора оборудования ШСНУ.

Апробация рабсты.

Основные результаты работы обсуждались на научно-технических конференциях: Конференция, посвященная 70-летию первого выпуска российских инженеров-нефтяников, ГАНГ им. И.М.Губкина, Москва, 1994 г.; Международная конференция "Энергодиагностика-95", Москва, 1995 г.; Конференция, посвященная 70-и летию выпуска первых инженеров-нефтяников; Москва, январь1997г.; на научно-технических советах НК"ЛУКойл", г.Лангепас, сентябрь 1994г.; г.Москва, ноябрь 1995 г.; г.Когалым, ноябрь 1996 г., а также на научно-технических семинарах ГАНГ им.И.М.Губкина, РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, списка использованной литературы.' Полный объем составляет ^92. страниц текста, рисунков, / 5 таблиц, '•р'б наименований использованной литературы, а также у' приложений на "-страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обосновывается актуальность выбранной темы исследования, излагается цель работы и дана общая характеристика структуры и содержание ее разделов.

Первая глава имеет обзорно-постановочный характер. В ней представлен анализ существующего положения дел и перспективы развития нефтяной промышленности России вообще и в ТПП «ЛНГ» в частности; дан анализ сотояния эксплуатационного фонда скважин и способов механизированной добычи нефти. Приведен обзор работ отечественных и зарубежных авторов,

посвященных повышению эксплуатационных - характеристик

нефтепромыслового оборудования. Сформулирована цель работы и определен круг задач, которые необходимо решить для достижения этой цели.

Для современного периода развития нефтяной промышленности России характерно падение объемов добычи нефти, связанное с тем, что многие крупные месторождения Урало-Поволжья и Западной Сибири, обеспечивающие основной объём добычи нефти в стране, характеризуются сегодня высокой степенью выработанное™ запасов и интенсивным ростом обводненности продукции.

В 90-е нашего столетия годы процесс падения добычи нефти приобрёл лавинообразный характер. Так, за период 1988-1995 г. годовые объёмы добычи нефти снизились более, чем на 200 млн. тонн, постоянно растет количество простаивающих скважин, а в ТПП «ЛИГ» (до 1997 г. - АО «ЛУКойл-Лангепаснефтегаз») за период 1993 - 99 г.г. добыча нефти снизилась с 13.6 до 6.5 млн.тонн.

В нефтяной отрасти в целом и в ТПП «Лаьгепаснефтегаз» (в дальнейшем -ТПП «ЛНГ») в частности характеризуется неблагоприятной геолого-технологической структурой запасов нефти. В ТПП «ЛНГ» доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 2,2 %. В тоже время на долю трудно извлекаемых запасов нефти (низко проницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогружённые горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 97,8 % .

Следствием ухудшения структуры запасов становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин. Это видно из приведённых во многих работах фактических данных и прогнозируемых оценок изменения в период 1981 - 2010 годов доли запасов с различной продуктивностью скважин (табл. 1.1). Следствием ухудшения структуры запасов и повышения обводненности продукции пластов становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин. Это видно из приведённых в работе фактических данных и прогнозируемых оценок изменения в период 1981 -2010 годов доли запасов с различной продуктивностью скважин ТПП «ЛНГ».

Под влиянием ухудшающейся структуры запасов происходит рост капиталоёмкости и трудоёмкости добычи нефти.

На основании приведённых в работе оценок рекомендуется в качестве приоритетных направлений освоения трудноизвлекаемых запасов нефти рассматривать проблемы освоения низкопроницаемых пластов и ресурсов остаточных нефтей. Их успешная разработка обеспечит эффективную добычу около половины промышленных запасов нефти ТПП «ЛНГ» и позволит вовлечь в разработку несколько десятков миллионов тонн промышленных запасов нефти.

Следует отметить, что многие месторождения ТПП «ЛНГ» в результате интенсивной эксплуатации значительно истощились. Обводненность продукции этих месторождений достигла 80-90 % и более. На ряде месторождений эксплуатация сопровождается отложением солей, парафинов и

гидратов, выносом песка. • Осложняющими факторами являются также и коррозионная активность среды, достаточно высокая температура пластовых жидкостей, большие значения газовых1 факторов и давления насыщения, повышенная вязкость эмульсий. В работе приведена структура начальных и текущих запасов нефти месторождений ТПП «ЛНГ», показывающая типичную картину эволюции этого нефтяного региона. Из материала видно, что подавляющая часть запасов нефти в настоящее время относится к категории трудноизвлекаемых, то есть к таким, которые при применении традиционных методов разработки эксплуатируются невысокими темпами с низкой нефтеотдачей (обычно не выше 20-30 %). Кроме того, в ТПП «ЛНГ» имеется значительное число низкопродуктивных месторождений, разбросанных на большой территории с извлекаемыми запасами нефти от 1 до 10 млн. т. Освоение подобных месторождений в настоящее время идет медленно, так как при'существующих технологиях тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн. т. обходится в 10-50 раз дороже, чем из месторождений с запасами в 10 млн. т.

Переход к 3-ей и 4-ой стадии разработки месторождений сопровождается ростом числа скважин. Одновременно с ростом общего фонда скважин и особенно механизированного, значительно увеличиваются затраты на их эксплуатацию и в первую очередь на их ремонт. Так, в 1993 году средние затраты на текущий ремонт добывающих нефтяных скважин в ТПП «ЛНГ» составили 10035 тыс. деноминированных рублей, в 1999 году они составили 218427 тыс. деноминированных рублей, т.е. затраты на ПРС выросли в 21,8 раза при увеличении фонда скважин в 1,1 раза, что показывает необходимость повышения надежности работы внутрискважинного оборудования.

Большинство скважин ТПП «ЛНГ» пробурены со значительными отклонениями от вертикали, так как при кустовом бурении снижается стоимость строительства скважин. В ТПП «ЛНГ» отклонение забоя от точки начала бурения достигает 1200 м по горизонтали, а угол наклона скважины достигает 40-50 градусов. Средняя кривизна ствола скважин для месторождений ТПП «ЛНГ» составляет 23-27 градусов. Внедрение батарейно-кустового метода бурения скважин в ТПП «ЛНГ» позволило сократить протяженность подъездных дорог к скважинам и потребность в обустроенных вертолетных площадках в среднем в 5 раз, длину трубопроводов - на 1,5-2 км на скважину.

В ТПП «ЛНГ», как и по всей стране, наблюдается падение среднего дебита скважин. В работе приведены данные по изменению среднесуточного дебита в Тюменском нефтяном регионе и в ТПП «ЛНГ», а также - распределение скважин по дебитам в разные годы. Из анализа гистограммы видно, что 59% всех скважин в ТПП «ЛНГ» имеют дебит менее 50 м3/сут. В 1996 году среднесуточный дебит в пересчете на одну скважину по нефти в ТПП «ЛНГ» снизился до 6,3 т/ сут, а в 1999 г - до 5,6 тонн. В том же году граница рентабельности для нефтяных скважин составила 3,9 т/сутки.

В соответствии с изменением условий добычи нефти меняется также и

степень распространенности различных способов ее добычи в ТИП «ЛНГ». В первой главе работы приведены сопоставимые данные по распределению добычи нефти по способам эксплуатации в ТПП «ЛНГ» и в Российской Федерации. ' •

Анализ способов добычи нефти в ТПП «ЛНГ», в ОАО «Мегионнефтегаз», в ОАО «Черногорнефть» и в некоторых других нефтегазодобывающих предприятиях Западной Сибири показал почти полную идентичность картины применения штанговых и бесштанговых насосных установок для добычи нефти, а также аналогичность причин, влияющих на наработку на отказ нефтепромыслового оборудования. Традиционным и наиболее распространенным видом механизированной добычи нефти в Российской Федерации является установка скважинных штанговых насосов (ШСН). Однако, это оборудование очень чувствительно к целому ряду осложняющих факторов, среди которых одними из самых весомых являются кривизна ствола скважины, обводненность продукции, наличие механических примесей. Непрерывное движение штанг в искривленных скважинах вызывает усиленный износ штанговых муфт и, что особенно существенно, износ насосных труб. В результате многочисленных исследований установлена связь между наработкой на отказ ШСН, интенсивностью искривления стволов скважин и обводненностью продукции. Например, в условиях ПО «Башнефть» при увеличении темпа набора кривизны с 2 до 4 градусов на 10 м и обводненности продукции с 20 до 90% наработка ШСН снижается примерно в 2 раза.

Анализ использования ШСН для добычи нефти позволяет выделить ряд недостатков при эксплуатации в осложненных условия.

1. Преждевременный износ штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ) в наклонно-направленных и искривленных скважинах.

2.Большую металлоемкость й установочную мощность, а также значительные затраты на выполнение строительно-монтажных работ при обустройстве скважин.

3.Быстрый износ скважинного насоса при увеличении содержания механических примесей и попутного газа в продукции скважин.

В работе была рассмотрена возможность применения в ТПП «ЛНГ» бесштанговых насосов для добычи нефти. В этой области наиболее распространенной является установка центробежных насосов (УЭЦН). Ими оборудовано свыше 53 % всего фонда скважин. ТПП «ЛНГ». УЭЦН имеют очень большой диапазон подач - от 10 м'/сут,до 1000 м'/сут и более и способны развивать напор до 2000 м. В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый большой КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. По организации дистанционного контроля состояния УЭЦН, а также регулирования производительности ЭЦНУ . существенно превосходит штанговые установки. ' '"В*' тоже время>;УЭЦН. также подвержены влиянию кривизны ствола скважины, которое, сказывается как при спуско-подъемных операциях (опасность повреждения кабеля), так и. при самом процессе эксплуатации. УЭЦН недостаточно надежно работают в условиях

коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора.

Еще одним типом насоса с погружным электродвигателем, применявшимся в ТПП «ЛНГ», является винтовой насос. Винтовые насосы лучше всего подходят для подач 10-200 м3/сут с напором, не превышающем 1500 м. Эти насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти, а также при наличии в нефти песка и попутного газа. Отсутствие в винтовых насосах клапанных узлов, малая длина самих насосов и их роторов позволяет работать этому виду оборудования практически в горизонтальных скважинах и при больших темпах набора кривизны. Однако наличие резиновой обоймы накладывает температурные ограничения на область применения винтовых насосов. Для насосов серии УЭВН температура откачиваемой жидкости должна быть ниже 90°С. Кроме того, установка имеет недостаточную гибкость по изменению производител ьности.

К погружным относятся также установки диафрагменных электронасосов серии УЭДН, однако этот вид оборудования не получил распространения на промыслах ТПП «ЛНГ» из-за своих недостатков.

В работе проанализированы возможности применения на скважинах ТПП «ЛНГ» гидроприводных насосов- гидропоршневых и струйных, у которых отсутствуют жесткие энергопередающие связи.

Однако, недостатки и высокая стоимость гидроприводных насосных установок привело к тому, что данный вид оборудования нерационально использовать для добычи нефти из одиночных малодебитных скважин.

Наличие во многих нефтегазодобывающих предприятиях большого количества достаточно «старого» оборудования и невозможность из-за ограничения средств быстрого обновления оборудования приводят зачастую к необходимости использовать это оборудование в конце срока амортизации. Такое положение вещей существует и в ТПП «ЛНГ».

В результате анализа состояния и перспективы развития ТПП «ЛНГ»

был сделан вывод о все большем удельном весе мало- и среднедебитных нефтяных скважин, эксплуатация которых к тому же осложняется рядом таких факторов, как искривленность ствола скважины, высокая обводненность продукции пласта, значительная коррозионная активность откачиваемой жидкости, большие значения газовых факторов, наличие большого объема устаревшего или отслужившего свой амортизационный срок оборудования и другие.

На сегодняшний день в нашей стране и за рубежом известно огромное количество работ, посвященных исследованию, созданию и модернизации скважинных штанговых насосных установок для добычи нефти, среди авторов которых необходимо назвать Л.С.Лейбензона, А.С.Вирновского, А.Н.Адонина, И.Г.Белова, Н.Н.Репина, Б.Б.Крумана, Г.В.Молчанова, А.Г.Молчанова, А.М.Рабиновича, Л.Г.Чичерова, К.С.Аливердизаде и многих-многих других.

Работы этих ученых и исследователей являются" тем фундаментом, который позволяет создавать необходимые виды и типоразмеры нефтепромыслового оборудования.

Другим краеугольным камнем, обеспечивающим выбор или создание необходимых эксплуатационных характеристик нефтепромыслового оборудования, особенно в осложненных условиях, являются работы В.Н.Виноградова, Г.М.Сорокина и других ученых, посвященных исследованию и созданию специальных материалов.

На основании проведенного в первой главе анализа были сделаны следующие выводы:

1. В ТПП «ЛНГ» растет число малодебитных нефтедобывающих скважин и скважинных штанговых насосных установок.

2. При разработке месторождений ТПП «ЛНГ» все чаще встречаются осложняющие факторы.

3. Скважинные насосные установки работают с низкими технико-экономическими показателями в условиях наиболее распространенного осложняющего фактора - искривленных скважин, а также в условиях пескопроявлений или присутствия в составе нефти агрессивных компонентов.

4. Большое количество нефтепромыслового оборудования в ТПП «ЛНГ» имеет сроки эксплуатации, близкие к предельно допустимым, а часть - полностью выработало свои сроки амортизации.

5.Для повышения эффективности эксплуатации мало- и среднедебитных скважин при осложненных условиях эксплуатации необходима достоверная информация о прочностных и промысловых характеристиках как самих скважинных насосных установок, так и ее основных элементов - колонн насосных штанг и насосно-компрессорных труб.

6.Для повышения рентабельности работы малодебитных нефтяных скважин с осложненными условиями эксплуатации необходимо разработать и внедрить уточненные методики и программы подбора и диагностики работы скважинных насосных установок для добычи нефти.

Во второй главе обобщены результаты работ в области теоретических и экспериментальных исследований прочности материалов, в том числе после предварительной упругой и упругопластической деформации, с целью определения возможности использования бывших в употреблении насосных штанг и насосно-компрессорных труб. В этой же главе приведены исследования с целью выяснения целесообразных величин деформации насосных штанг для контроля их состояния и упрочнения.

На основании приведенных во многих работах экспериментальных данных можно сделать вывод, что при разработке и эксплуатации машин, механизмов и инструментов необходимо учитывать следующие обязательные факторы:

1.Характер внешнего силового воздействия на рабочие поверхности деталей и инструмента и условия эксплуатации. Имеется в виду статическое и

динамическое, кратковременное, периодическое или длительное нагружение.

2. Вид взаимодействия: трение скольжения, трение качения, удар, удар с последующим проскальзыванием. Раздельное или одновременное проявление этих факторов.

3. Вид изнашивания: абразивное, ударно-абразивное, эрозионное, окислительное, коррозионно-механическое, усталостное, гидроабразивное, кавитационное, питинг или смятие (местная деформация).

4. Причина полного отказа деталей или узлов мадин или сокращение срока службы: пластическая деформация, изнашивание, частичное,.выкрашивание, поломка, местная деформация (или смятие). Сочетание этих причин, ведущие из них.

5. Класс сталей или иных материалов, из котррых. изготовлены детали; их термообработка и механические свойства.

6. Известные и экспериментально проверенные критерии оценки усталостной прочности сталей и других конструкционных материалов. Имеются в виду прежде всего стандартные механические характеристики: пределы прочности и текучести, сопротивление срезу, предел выносливости, относительное удлинение и сужение, ударная вязкость, энергоемкость, определяемая по ГОСТ 23.218-84.

7.Экспериментальные зависимости, подтверждающие непосредственную связь между перечисленными характеристиками и усталостной прочностью сталей и других конструкционных материалов при определенном виде нагружения.

8. Результаты анализа применяемых методов расчета, достоверность получения всех компонентов, входящих в эмпирические зависимости, учет методов возможного нагружения деталей машин в реальных условиях.

Существует еще много факторов, учет которых позволяет уточнить выбор марок сталей, способных повысить ресурс деталей машин и инструмента. С учетом данных условий в числе инженерных критериев оценки стилей, предназначенных для изготовления конкретных деталей машин, целесообразно использовать следующие механические характеристики: твердость, предел прочности, комплексный показатель - произведение предела прочности на относительное сужение (энергоемкость), удельное электрическое сопротивление. Анализ взаимосвязей выносливости с другими механическими характеристиками, проведенный Г.М.Сорокиным и В.Н.Виноградовым, позволил выявить новые тенденции и оценить их влияние на статическую прочность и сопротивление усталости. С учетом этих данных появилась возможность уточнить методологию создания сталей для изготовления деталей, работающих в сложных условиях нагружения.

Для условий сложного периодического нагружения, при котором отказ исполнительных органов машин связан с усталостными выкрашиваниями и поломками, выбор сталей осложняется необходимостью учета всего комплекса механических свойств и ограничен вполне конкретными соотношениями характеристик прочности, пластичности, ударной вязкости.

Интервал значений всех перечисленных механических характеристик, при которых предел выносливости стабильно высок, весьма ограничен или фиксируется иногда одной точкой с последующим резким падением до минимального значения. В частности, предел выносливости имеет высокую чувствительность к изменению энергоемкости.

Это дает основание полагать, что ни одна из юстированных механических характеристик не является критерием оценки износостойкости или усталостной прочности стали. Видимо, каждая характеристика вносит свой вклад в конечный результат. Косвенно судить о влиянии механических характеристик на конечное значение усталостной прочности позволяет анализ парных взаимосвязей механических характеристик.

Взаимосвязь комплексного показателя - произведения предела прочности на относительное сужение - с твердостью оригинальна, получена впервые Г.М.Сорокиным и В.Н.Винофадовым и несет новую информацию. При малой и средней твердости (30-40 НЯС) эта характеристика для всех сталей практически одинакова, но при высокой твердости ее значение для этих сталей сильно различаются.

Особенностью зависимостей предела усталости от пластических показателей является стабилизация предела выносливости при достижении определенного значения каждой из характеристик пластичности и ударной вязкости следующих величин: 5= 10,5%; \|/ =40 %; ^ 5 МДж/м2. Эти зависимости показывают высокую чувствительность предела выносливости к повышению показателей пластичности при раздельном учете их влияния.

Энергоемкость определяется по ГОСТ 28.218-84 на базе стандартных характеристик - предела прочности и относительного сужения. При увеличении предела прочности и твердости энергоемкость достигает максимального значения, а затем на границе хрупко-вязкого перехода резко снижается. Для сталей типа 40У и 20Н2М, которые используются для изготовления насосных штанг и НКТ оптимальным следует Считать значение энергоемкости 30-50 МДж/м3, при котором предел выносливости стабильно высок. Уровень энергоемкости в 'указанном интервале положительно влияет на предел вьжосливости, но при энергоемкости свыше 60 или менее 25 МДж/м3 предел выносливости рёзко Снижается (примерно в 1,5 ^ 2,0 раза). >>•■ ■

'' В основё'определения остаточных напряжений после пластических

деформаций лежит известная в теории пластичности'Теорема О разгрузке. В соответствии с этой теоремой остаточные напряжения равНы разности между истинными напряжениями в упругопластическом теле и теми напряжениями, которые создавались бы в этом теле при предположении об идеальной упругости материала.

б0Ст = б„- б*р„г ( 1 )

Эпюра остаточных напряжений является самоуравновешенной, т.е. равнодействующие усилия и моменты равны нулю.

Напряжения определяем из диаграммы нагружения или по формулам Ильюшина:

а „ = Е е (1 - га)

( 2 ),

где: Е - модуль упругости, е - деформация, га - функция Ильюшина.

Функция Ильюшина при деформациях больших, чем деформация, соответствующая пределу текучести материала, вычисляется по формуле:

га = X. - е, /е + (1 - X) с, /е ( 3 )

где: X - параметр упрочнения, X = 1 - Е 1 /Е, Е| - модуль упрочнения материала, е - деформация от приложенной нагрузки, е, - деформация, соответствующая пределу текучести материала.

В работе Ивановского В.Н. показано, что остаточные напряжения в теле деталей для пластичных материалов практически не влияют на величину разрушающего усилия, если е. > 4 %. Под величиной ев здесь можно понимать значение деформации, соответствующей пределу прочности материала а,. Для сталей, используемых для изготовления насосных штанг, максимальное удлинение составляет 15-30%, поэтому для них характерно положение о независимости разрушающей нагрузки от остаточных напряжений. Следовательно, статическая прочность насосных штанг, подвергаемых упругопластическим деформациям и обладающими из-за этого остаточными напряжениями, не изменится.

В АзИНмаше были проведены исследования методов поверхностного и объёмного упрочнения глубинно-насосных штанг. В лабораторных условиях сравнивались прочностные характеристики (пределы текучести и прочности, усталости, относительное удлинение и сужение) образцов, подвергнутых: а) направленному наклепу, осуществляемому путём пластического растяжение <2* СШСТЙЧеаЯЖУ ОДУЧН&ашю, в) обкатке роликами и г) наклепу дробью. По данным A.C. Керимзаде и В.М.Ахмедова

все эти способы дали улучшение прочностных характеристик, но резко снизили пластические характеристики материалов.

Несмотря на положительные результаты приведённых исследований методов объёмного упрочнения насосных штанг, они не нашли широкого практического применения. Одна из причин этого заключалась в отсутствии всестороннего исследования прочностных и деформационных свойств упрочненных и неупрочненных натурных штанг, на основании которых можно было бы уточнить оптимальный вид и степень наклепа пластическим деформированием. В связи с этим А.Г.Захаров, A.M. Рабинович и Б.М.Ахмедов провели исследование натурных насосных штанг, деформированных в холодную пластическим растяжением, кручением и одновременным действием обоих видов деформации .

Упрочнению подвергались штанги диаметром 16 мм из сталей 40У и 20НМ. Растяжение велось до получения 4,5; 6,0 и 7,5%-ного остаточного удлинения. Авторы установили, что равномерность деформации по длине штанги сохранялась до 6%-ного удлинения для обеих сталей. В таблицах 1,2. приведены сравнительные данные прочностных и деформационных свойств натурных штанг. Показатели металла штанг, испытанных в исходном состоянии, приняты за 100%.

ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАСОСНЫХ ШТАНГ, : ПРОШЕДШИХ ПРЕДВАРИТЕЛЬНУЮ ДЕФОРМАЦИЮ

Таблица I.

Сталь Деформация^ 5/5н, % \|/Аун, % стт/отн, % ав/сгвн, %

40У 4,5 49 89 135 138

6,0 32 89 133 131

7,5 32 86 146 130

20Н2М 4,5 55 102 135 121

6,0 62 98 155 130

7,5 71 101 161 130

Таблица 2.

Сталь Число оборотов скручивания 6/5н, % у/ун, % от/от н, % ств/овн, %

40У 50 69,0 60,0 115,0 1183

20Н2М 60 18,7 95,5 141,0 120,0

Индексом "н" обозначены характеристики неупрочиенной стали.

Сравнивая результаты таблицы, авторы пришли к выводу, что упрочнение натурных штанг скручиванием в целом ниже, чем при пластическом растяжении. Кроме того, как показало изучение распределения деформации скручиванием по длине штанги, переходный участок, примыкающий к головке, не получает достаточного наклепа, т.е. остаётся неупрочненным. Все это позволило авторам сделать вывод о предпочтительности применения метода пластического растяжения для упрочнения насосных штанг.

Анализ вышеперечисленных материалов показал, что изменение комплекса приводит и к изменению усталостной прочности изделий

(насосных штанг), прошедших упруго-пластическую деформацию или долговременно эксплуатирующихся 'в скважинах. Так, при увеличении пределов прочности (текучести) и изменении (уменьшении) относительного сужения образцов комплекс а,*у при скручивании для стали 40У снизился на 29 %, а для стали 20Н2М - увеличился на 12%. При этом и усталостная прочность насосных штанг изменилась соответственно на - 24 % и + 15 %.

Полученные теоретические результаты позволили сделать вывод о необходимости проведения дозированного индивидуального упругопластического деформирования растяжением бывших в употреблении насосно-компрессорных труб и насосных штанг. Такое деформирование не только обеспечит отбраковку дефектных штанг и труб, но и позволит повысить прочностные характеристики этих элементов нефтепромыслового оборудования за счет создания в их теле остаточных сжимающих напряжений.

В третьей главе представлены практические шаги по созданию и внедрению компьютеризованного технологического процесса восстановления и упрочнения, устранения биений и установления прочностных характеристик, неразрушающего контроля насосных штанг. Комплекс, разработанный по техническому заданию ТПП «Лангепаснефтегаз» в ПермьНИПИнефть предназначен для восстановления пространственной геометрии тела насосной штанги, упрочнения ее методом пластической деформации, устранения биения головки насосной штанги, неразрушающего контроля насосных штанг магнитоиндукционным методом, сортировки насосных штанг по классам прочности.

■ Пространственная геометрия и упрочнение штанг производится с помощью упругопластической деформации штанг путем их вытяжки или скручивания.

Дефектоскопия насосных штанг производится при помощи проходного магнитоиндукционного дефектоскопа как в приложенном, так и в остаточном магнитном поле, и предназначена для выявления дефектов типа. несплошности и нарушения однородности структуры металла штанг.

is

Внедрение компьютеризованного технологического комплекса по упрочнению, восстановлению пространственной геометрии и дефектоскопия насосных штанг в ТТТП «JIHT» позволило выявить большое количество штанг, в том числе новых, непригодных для дальнейшей эксплуатации. Это позволило довольно значительно сократить количество отказов ШСНУ, связанных с обрывом штанг.

Так, если до внедрения компьютеризованного технологического комплекса по упрочнению, восстановлению пространственной геометрии и дефектоскопии насосных штанг на долю отказов по обрывам штанг приходилось 17 % всех подземных ремонтов ШСНУ, то после начала работы комплекса этот вид отказов сократился до 12%.

Однако, при разработке данного комплекса сотрудниками ОАО ПермьНИПИнефть не были учтены многие основные положения, раскрытые во второй главе настоящей работы. Это привело к значительному числу обрывов штанговых колонн, составленных из штанг, успешно,прошедших проверку и упрочнение на компьютеризованном технологическом комплексе по упрочнению, восстановлению пространственной t геометрии / и дефектоскопии насосных штанг.

В результате анализа было определено, что происходит это по двум основным причинам.

Первой причиной является то, что в качестве основных (и практически единственных) прочностных характеристик разработчики методики и стенда приняли всего один параметр - предел пропорциональности материала штанг (ст^) и его производные - нагрузка, соответствующая пределу пропорциональности и деформация, соответствующая пределу пропорциональности.

При этом считалось, что если предел пропорциональности (ст^), а точнее - соответствующая ему нагрузка не достигает определенного значения до начала уменьшения производной функции dF(x), то штанга является непригодной для дальнейшего использования. Хотя этот способ отбраковки позволяет убрать из дальнейшей эксплуатации откровенно «слабые», дефектные штанги, это испытание никоим образом не позволяет определить ни прочностные характеристики (а т, а „5 0.2, У. е т, s „ о .| и т.д.) бывших в употреблении штанг, ни их остаточного ресурса.

Именно поэтому значительная часть штанг, прошедших проверку без претензий со стороны комплекса и получивших маркировку первого сорта, при работе в скважине вышли из строя. Подавляющая часть обрывов штанг (более 90 %) пришлась на участок длиной в 200 мм от высадки под элеватор.

Анализ заложенных разработчиками комплекса теоретических основ упруго-пластического деформирования насосных штанг осевой вытяжкой и/или скручиванием показал, что за основу, ограничивающую испытательную (контрольную) нагрузку (или момент) приняты величины, приводящие к напряжениям (ор, t„p), близким к пределу пропорциональности. При этих напряжениях относительная деформация не превышала е < 0,15%

(для стали 15Х2ГМФ) и е< 0,18% (для стали 40,20Н2М и 15НЗМА).

Однако, как было показано во второй главе настоящей работы, оптимальной предварительной деформацией является деформация с величинами от 1 % до 3 % для сталей типа 20Н2М, 15НЗМА, 15Х2НМФ и от 1 % до 2 % для сталей типа 40 и 15Х2ГМФ.

В связи с вышеизложенным применяемая в разработанном комплексе методика позволила выявить дефектные штанги, однако не обеспечила необходимого и заявленного в технической документации упрочнения насосных штанг.

Кроме того, наличие практически только одного показателя прочностной характеристики материала штанг (ат), получаемого с помощью комплекса, не могло с достаточной определенностью относить исследуемые штанги к той или иной категории (классу) прочности, и, как следствие, не позволяло задавать точные значения допускаемых приведенных напряжений [а„р]. Отсутствие этих величин для насосных штанг, бывших в употреблении, не позволял правильно подбирать колонны штанг по условиям равнопрочности, что, в сочетании с довольно упрощенной методикой подбора оборудования, заложенной разработчиками комплекса в программы подбора, привело к значительному количеству отказов из-за обрывов штанг.

В связи со всем вышеизложенным в компьютеризованный технологический комплекс по упрочнению, восстановлению пространственной геометрии и дефектоскопии насосных штанг были внесены значительные изменения, основанные на теоретических выводах второй главы, а вместо предложенной специалистами ОАО ПермьНИПИнефть методики и программы подбора оборудования для эксплуатации штанговых насосных установок были созданы уточненные методика и программа.

Во-первых, в технологический процесс комплекса были внесены изменения, касающиеся величины упруго-пластической деформации. На основании расчетов были определены требуемые удлинения насосных штанг, обеспечивающие оптимальные величины остаточных сжимающих напряжений в поверхностных слоях материала штанг. Эти величины вытяжки для штанг различной длины, выполненных из различных марок стали приведены в таблицах 3,4.

Таблица 3

Штанги из стали 40 и 15Х2ГМФ(деформация 1,5%)

Полная длина штанги, м 6.5 7.0 7.5 8.0 8.5 10.0

Оптимальная величина вытяжки, мм 100 105 112 120 127 150

Таблица 4

Штанги из стали 20Н2М, 15НЗМА и 15Х2НМФ (деформация 2%)

Полная длина штанги, м 6.5 7.0 7.5 8.0 8.5 10.0

Оптимальная величина вытяжки, мм 130 140 150 160 170 200

Во-вторых, на Комплексе были прекращены работы по упрочнению насосных штанг с помощью скручивания. Это было сделано по двум причинам. Первой из них явилось требование очень значительных углов скручивания штанги (8-10 оборотов штанги, т.е. 2800 - 3600 0), обеспечивающих требуемую упруго-пластическую деформацию. Второй причиной является существенная неоднородность нагружения и деформации тела штанг. Если центральная часть штанг (цилиндрическая) получала при этом требуемую деформацию, то места переходов к высадке (концы штанг) оставались совершенно недеформированными, а следовательно - неупрочненными. Причиной этого является кубическая зависимость момента сопротивления (\У,ф) кручению от диаметра образца (штанги) в отличии от момента сопротивления (площади поперечного сечения) растяжению, имеющего квадратичную зависимость от диаметра. В связи с этим изменение диаметра с 16 мм в гладкой части тела штанги до 26 мм в месте высадки уменьшают напряжения кручения почти в 4,3 раза, в то время как напряжения растяжения уменьшаются на этом переходе диаметров только в 2,6 раза. Это обеспечивает менее равномерное распределение напряжений и деформаций в переходной зоне (концевые участки штанг) при использовании скручивания и, как следствие, более частые обрывы штанг в указанной зоне. Эти теоретически полученные результаты были подтверждены статистикой отказов насосных штанг, прошедших упрочнение на Комплексе. Всего за 1999 г. было отмечено 56 обрывов штанг, прошедших технологический процесс на Комплексе, из них 42 (около 75 %) штанги подвергались упрочнению скручиванием, остальные 14 штанг подверглись упрочнению с помощью осевого растяжения. Визуальный осмотр показал, что во всех случаях обрыв произошел по причине усталостного разрушения, расположение места разрушения - на расстоянии от 180 до 270 мм от начала высадки под ключ (квадрат).

После проведенного анализа упрочнение насосных штанг скручиванием на Комплексе было прекращено.

Другим направлением усовершенствования Комплекса явилось внедрение методик определения комплексных прочностных характеристик (например - о,*<р) и на их основе - оценки предела выносливости штанг, определяющего компоновку штанговых колонн.

Для этого из штанг одного года выпуска, одного завода -изготовителя,

изготовленного из одинакового материала, выполнялись образцы в соответствии с ГОСТ 1497-84, 9551-64 1115-84, 11701-84 - «Методы испытаний на растяжения», «Методы испытаний на ударную вязкость» и т.д. Количество образцов для каждого испытания выбиралось в соответствии с требованиями ГОСТа. Образцы изготавливались из центральной (цилиндрической) части штанг, успешно прошедших предварительную упруго-пластическую деформацию (без образования «шейки») растяжения величиной 1,5-2%.

Испытания образцов проводились на разрывных машинах типа ГРМ-1 и СДМ-ЮОПу, твердомерах и копрах ПСВ-30(производства Германии), установленных в цехе научно-исследовательских и проектных работ (ЦНИПР) и научно-аналитическом центре (НАЦ) 11111 «Лангепаснефтегаз».

По результатам испытаний в соответствии с ГОСТами определялись значения величин твердости (НВ), о т, с „5 0.2, V. с т. £ •• По эти величинам и по значениям комплексов (например - Е = <т,*у/) с помощью зависимостей оценивались' значения a.t . Затем, используя методики, предложенные и ' апробированные многими авторами, получали значения о .i, о г, о .|„ и (о пр]. Здесь величины о .| определяются по модифицированной диаграмме Смита, а а , - по диаграмме Смита или диаграмме Мура-Коммерса-Яспера.

Ниже представлены значения величин основных прочностных

характеристик для образцов из штанг изготовленных на Очерском механическом заводе в 1995 г. из стали 20Н2М. Все штанги данной партии

отработали в скважинах ТПП «ЛНГ» не менее 3 лет.

Предел текучести, МПа - 638

Предел прочности, Мпа - 388

Деформация удлинения при пределе текучести, % - 0,22

Деформация удлинения при пределе прочности, % - 18

Твердость, НВ- 286 Относительное сужение образца при пределе прочности, % - 58

Комплекс а*у, Гпа- 37

Комплекс энергоемкости, МДж/м3- 370

Предел усталости на воздухе*, Мпа, ст .с 320 Ограниченный предел усталости в

3% р-ре ЫаС1 на базе 5 млн. циклов* *,Мпаа.)к" ПО

Допускаемые приведенные напряжения***,

Мпа [а пр] - 65

*- среднее значение, полученное по модифицированной диаграмме Смита и по апроксимации зависимости •-■

**- значение, полученное по диаграмме Мура-Коммерса-Яспера.

*.** - значения получены по соотношению [а „ри.У [а „рбу] = о .ин/ -и бу

Аналогично были получены величины допускаемых приведенных напряжений для бывших в употреблении насосных штанг из других марок

стали (и других заводов-изготовителей).

• Как оказалось, величины допускаемых приведенных напряжений для бывших в употреблении насосных штанг, значительно отличаются от рекомендованных в различных методиках, и, в частности, в методике и программе подбора разработчиков компьютеризованного технологического комплекса восстановления, упрочнения, устранения биений, установления прочностных характеристик, неразрушающего контроля насосных штанг -ОАО "ПермьНИПИнефть".

Так, для бывших в употреблении штанг из стали 40 величина допускаемых приведенных напряжений составила от 50 до 58 МПа (для новых штанг значение допускаемых приведенных напряжений составляет 70 МПа).

Поэтому, начиная с октября. 1999 г., для каждой партии штанг определялось значение допускаемых приведенных напряжений. [опр]. по которому затем проводился расчет штанговых колонн для той или иной конкретной скважины.

В качестве основы для подбора скважинных штанговых насосных установок в 11111 «Лангепаснефтегаз» была использована универсальная методика подбора скважинных насосных установок, разработанная на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина.

Вышеназванная методика была доработана автором настоящей работы в соответствии с промысловыми данными ТПП «ЛИГ» и полученными величинами допускаемых приведенных напряжений для насосных штанг, в первую очередь - бывших ранее в эксплуатации.

Уточненная методика подбора оборудования штанговых скважинных насосных установок была принята за основу «Регламента работ на скважинах, оборудованных ШСНУ», действующего в настоящее время в Ulli «Лангепаснефтегаз».

Основные положения уточненной методики подбора скважинных штанговых насосных установок приведены ниже.

1 .По исходным данным (пластовые и скважинные условия, заданный дебит) определяем динамический уровень.

При этом учитывается «водяная подушка», остающаяся на участке «забой скважины - прием насоса» после проведения подземного ремонта скважины и переменная плотность смеси «вода-нефть-газ».

Плотность смеси р„ определяется по исходным данным (плотности нефти, газа и воды, обводненность, газовый фактор, пластовые температура и давление, геотермический градиент, давление насыщения, кривая разгазирования). Промысловые эксперименты позволили автору настоящей работы определить степени кривых разгазирования для нефтей продуктивных горизонтов и пластов месторождений ТПП «ЛИГ». Так, для пластов группы «А» эта степень составляет от 2,26 до 2,35; для пластов группы «Б» - от 2,48 до 2, 54; для пластов группы «Ю» - 2,69 - 2, 77.

2.Используя коэффициент сепарации и допустимую величину свободного

газа на приеме насоса определяем минимально-возможную глубину спуска насоса.

3.По заданному дебиту определяем типоразмер базового скважинного насоса, принимая, что среднее число качаний п= 6,0 в мин., средняя длина хода 8 = 2,5 м, коэффициент подачи нового или отремонтированного насоса т) = 0,8. После расчета диаметра и выбора стандартного типоразмера насоса выбираем два-три соседних типоразмера (в большую и меньшую сторону) и определяем для них скорость откачки - произведение п * в.

4.По типоразмеру насоса и глубине спуска определяем (предварительно) максимальные и минимальные нагрузки в точке подвеса штанг.

При определении нагрузок были внесены изменения в зависимости для определения сил трения колонны штанг о колонну НКТ:

Ртр.штЛ = £ {0.25 5Ш( ум„ | )* (Ршт, + Рж)}; ( 4 )

Ргр.Ит.4 = £{0.25 8Ш(ум.11)*(Ршт|)}; ( 5 )

где у„„ | - телесный угол искривления ствола скважины на ¡-том участке скважины.

5.По максимальной нагрузке выбираем типоразмер станка-качалки и уточняем параметры работы установки - частоту й;длину ходов.

В связи с тем, что нефтяных промыслах ТПП «ЛИГ» практически никогда не используются режимы работы СК с максимальной длиной хода" при максимальной нагрузке на головку " балансира, проверка СК по максимальному крутящему моменту на валу кривошипа не производится.

6.По уточненным параметрам работы и кинематическим коэффициентам СК определяем точные значения сил при ходе вверх и вниз с учетом сил трения. Уточненные коэффициент трения и силу трения при этом рассчитывать по формуле, адаптированной для условий работы в ТПП «ЛНГ»

(Ртр.шт=Гтр* N. * «ш у,; у; =л/ аг +4*0г); (6)

где а- зенитный угол, р- азимутальный угол; <*> - а,; 01 =0*, -01

7.По величине силы трения в нижней части колонны штанг и силам сопротивления в скважинном насосе (трение в плунжерной паре и противодавлении клапана) определяем длину "тяжелого" низа из штанг диаметром 19, 22, 25 или 28 мм.

Длина "тяжелого низа" округляется в большую сторону до числа, кратного 8 и.

8.По весу "тяжелого низа" и нагрузкам при ходе вверх и вниз выбираем длину нижней секции штанговой колонны диаметром 19 мм, исходя из условия

оПр = 0,7 1стпр] в верхнем сечении этой секции.

9.По длинам и весам "тяжелого низа" и нижней ступени штанговой колонны выбираем длину второй секции колонны.

После этого определяем суммарную длину "тяжелого низа", первой и второй ступени колонны штанг. Если суммарная длина превышает глубину спуска насоса или равна ей (+/ - 5%), то расчет штанг закончить, а если меньше глубины спуска, то перейти к п. 10.

Ю.Определяем длину третьей ступени штанговой колонны (диаметром 25 мм) аналогично предыдущим шагам. Проверяем длину колонны и сравниваем ее с глубиной спуска. Если длина меньше глубинь; спуска - перейти к 11 пункту. 11.Определяем длину четвертой ступени колонны штанг (диаметр 28 мм). Работа аналогична пунктам 8, 9, 10.

12.Все расчеты по п.п.8-12 проводятся для штанг с определенным [стпр]. Если при принятой прочности необходимы 4 и более ступеней штанг с диаметрами более 25 мм, переходим к расчету штанг из более прочной стали (20Н2М, 15НЗМА или иной) с повышенным значением [апр1'

Кроме длин ступеней в компоновке колонны штанг необходимо определять места обязательной и желательной установки центраторов. В качестве критерия места обязательной установки центраторов выбран темп набора кривизны более 1 град./10 м и/или зенитный угол более 12град.; для желательной установки - темп набора кривизны более 0,4 град./Ю м и/или зенитный угол более 6 град.

13.По величине максимальной и минимальной нагрузки и типу выбранного СК определяется радиус уравновешивания и количество контргрузов на кривошипе станка-качалки.

Данная методика, адаптированная к условиям месторождений и эксплуатации в ТПП «Лангепаснефтегаз», была использована сотрудниками РГУ нефти газа им. И.М.Губкина для усовершенствования программного комплекса подбора скважинных насосных установок «АвтотехнОлог». Указанный программный комплекс, состоящий из программы подбора, многочисленных справочников и инструкций по эксплуатации, был внедрен с сентября 1999 г. во всех цехах добычи нефти и газа, а также на трубной базе, цехе научно-исследовательских и проектных работ и в научно-аналитическом Центре ТПП «ЛИГ».

Внедрение указанного комплекса «Автотехнолог» в сочетании с уточненными данными о прочностных характеристиках насосных штанг, как новых, так и бывших в употреблении, позволил существенно повысить точность подбора скважинных насосных установок, обеспечить выполнение условия равнопрочности элементов колонны штанг, и, как следствие, снизить отказы в работе СШНУ.

Так, га арем«, прошедшее тосде анедренка ко.мдаекса. «Аататехнсжага (сентябрь 1999 г - апрель 2000 г.) был произведен подбор скважинных

штанговых насосных установок на более чем 350 скважинах (354 скважины). За все это время на указанных скважинах было проведено 93 подземных ремонта, причем . по . причине , обрыва-отворота штанг отказ установки произошел только 9 раз, т.е. на долю этих отказов пришлось менее 10 %. До внедрения программного: комплекса «Автотехнолог» и уточнения прочностных характеристик, насосных штанг на долю отказов штанговой колонны (обрыв-отворот штанг) в ТПП «ЛНГ» приходилось более 17 %.

За это же время на подконтрольных скважинах повысился средний коэффициент подачи насоса ( с 0, 51 до 0, 68) и дебит по жидкости и нефти (соответственно с 15, 7 до 20,7 м3 /сут и с 7,1 до 9, 4 т/сутки).

' = г *

Четвертая глава посвящена технико-экономическому обоснованию работ по внедрению усовершенствованного насосного оборудования для добычи нефти из мало- и среднедебитных скважин с осложненными условиями эксплуатации в ТПП «ЛНГ».

Технико-экономические условия повышения эффективности работы штанговых скважинных насосных установок ставят задачу оптимизации следующим образом. Необходимо увеличить среднюю за цикл работы фактическую подачу насоса при заданных: предельно" допустимый дебит скважины, известный тип СК, электродвигателе, материале й типоразмере колонны штанг, исходя из минимальных приведенных затрат при ограничениях по средней стоимости единицы продукции. Необходимо определить параметр режима работы оборудования (длина хода в, число ходов в минуту п, диаметр насоса Бн, длина штанг по ступеням (¡=1,2,3), диаметр штанг , глубина спуска Нсп насоса, продолжительность межремонтного периода Тмр„ периодичность работы скважины Т,, (¡-1 ,п. где п- целое число), диаметр НКТ, 8н группа посадки плунжерной пары «цилиндр-плунжер». В ходе решения задачи необходимо рассматривать усилие в Уочке подвеса колонны штанг Рм„ , приведенное напряжение в опасном сечении колонны штанг . ст„р потребляемую мощность электродвигателя^,, наибольший крутящий момент на валу редуктора Ммш,.

Однш^из наиболее важных по степени оптимальности критериев , , являет^ .показатель средней производительности насоса за полный . цикл его работы, т.е, , . .

.....' ' ' 'т*'

В "ИРП _ —

<2"м"{<3=1/(Т„р„ +Тр)* / Оф *(0,и,0*<И} (7 )

. . . Р

где Тр-пррмено'точное время, необходимое для смены отработанного

насоса(задается как средняя величина для конкретного предприятия) <2ф -фактическая подача насоса; ^текущее время;

О,и - векторы управляемых (оптимизируемых), неуправляемых

(неизвестных) переменных.

Неуправляемые переменные характеризуют реально сложившиеся в конкретной скважине условия эксплуатации и определяются статистическим путем, на основе обработки промысловых данных по конкретной скважине. Тип станка-качалки, мощность электродвигателя, диаметр штанг1 и длина каждой ступени выбираются после определения' кагрузочных характеристик установок ШСНУ. Указанные величины дойэкнЁ! удовлетворять ограничениям, диктуемыми характеристиками установленного на'скважине оборудования;

{Р-, <1 Р]; М^М]; ст„р<[стпр1; Мд.<|14„1; (8)

ЬСк. >Нс„=Н„и+Ь„о1>0; Н.^Нр-Н«; ЭеУУ,; пе\У„; DH6WDИ;

5„ 6\У5И; Тмив<Тмр„<Тм.к;0<п(<?,Щ)<1;

0<QCKB<QCKB<QCKB;}

где [ Р] - допустимая нагрузка в точке подвеса колонны штанг;

|М| - допустимый крутящий момент на валу редуктора;

[стпр] -допустимая величина приведенного напряжения в опасном сечении колонны штанг;

|1У„] - допустимая величина мощности электродвигателя;

На и соответственно" динамический и статический уровень

жидкости в скважине;

Ьпог» Ьмии- погружение насоса под динамический уровень и минимально допустимое его значение;

>У„ \У5„; - области дозволенных значений

индексируемых переменных;

ТМ1|„ и Тма1С -минимальное и максимальное значение межремонтного периода насоса;

0_ск» и предельно допустимые значения дебита скважйны;

Т1- коэффициент подачи насоса.

При формулировке вышеизложенной задачи оптимизации основное внимание уделяется требованиям обеспечения максимальной добычи нефти, которое представлена в виде условия (8).

Необходимо ' также рассматривать экономические факторы, при заданном режиме добычи нефти, т.к. себестоимость полученной продукции существенно зависит от фактической подачи насоса. Поэтому огромное значение имеет повышение межремонтного периода ШСНУ с учетом минимальной стоимости добываемой нефти.

При заданном критерии оптимальности можно рассмотреть следующие требования:

С<С ( 8)

где С- стоимость единицы объема добытой из скважины нефти т.е. необходимо стремиться, чтобы функция стоимости не превысила некоторый

заданный верхний уровень С . При осуществлении мероприятий по оптимизации работы ШСНУ важное значение приобретает вопрос надежности всего оборудования. Например, при обрыве штанг появляются непредвиденные затраты на устранение последствий аварий, а также сокращается уровень добычи нефти. В связи с этим необходимо провести анализ аварий и выяснить причины повлекшие обрыв штанг.

В работах А.С.Вирновского рассматривается вероятная частота обрыва штанг в зависимости от условий эксплуатации оборудования.

При заданном критерии оптимальности запишем условие:

9 < Ф" ( 9 )

Для сужения области возможных решений необходимо использовать дополнительные критерии, роль которых выполнят экономические показатели, такие как приведенные затраты, рентабельность, себестоимость продукции.

Экономический эффект после проведения мероприятия по устранению неисправностей выявленных с помощью системы диагностики в работе оборудования ШСНУ и выполнения рекомендаций по оптимизации процесса добычи нефти был рассчитан по формуле:

Э=[{С,+Е*К,>(С2+Е* К2-)]*02*(1-В)*ун+(3„р1,-Зпр£2) ( 10 )

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1.В настоящее время и в обозримом будущем основой эксплуатационного фонда нефтяной промышленности России являются мало- и среднедебитные скважины с осложненными условиями эксплуатации. В ТПП «Лангепаснефтегаз» растет абсолютное число и удельный вес мало и средедебитных нефтедобывающих скважин с осложненными условиями эксплуатации, из-за чего установки штанговых и центробежных насосов в ТПП «ЛНГ» работают с низкими технико-экономическими показателями. Срок амортизации большой части нефтепромыслового оборудования (УЭЦН и ШСНУ) или уже истек, или подходит к концу.

2.Для рентабельной эксплуатации мало- и среднедебитных скважин в условиях ТПП «ЛНГ» необходимо иметь эффективные методики определения основных технических характеристик нефтепромыслового оборудования и точные методики подбора, учитывающие все осложняющие факторы и истинные технические характеристики оборудования.

3.Наиболее универсальной величиной, определяющей усталостную прочность сталей, используемых для изготовления НКТ. и насосных штанг, является

комплексные величины - произведение сг,*</ и ударная вязкость. В связи с этим для оценки предела усталостной прочности материала НКТ и насосных штанг, бывших в эксплуатации в течение времени, сопоставимого со сроком амортизации, необходимо проводить испытания стандартных образцов на растяжение и ударную вязкость.

4.Колонны НКТ и насосных штанг, бывшие в эксплуатации в течение времени, сопоставимого со сроком амортизации, могут считаться годным к дальнейшей эксплуатации если величина произведения сг,*ц/ находится в интервале 30 ... 50 МДж/м3.

5.Упруго-пластическая деформация растяжения стальных насосно-компрессорных труб и штанг величиной от 1,5 до 2% позволяет отбраковывать дефектные трубы и штанги и обеспечивает повышение коррозионной выносливости труб и штанг.

6.На основании теоретических и экспериментальных исследований усовершенствован применяемый в ТПП «ЛНГ» компьютеризованный технологический процесс восстановления, упрочнения, установления прочностных характеристик насосных штанг. Внедрен метод определения основных прочностных характеристик насосных штанг (твердость в НВ, о т, а в,8 о.2, Ч>, е т, е , , сгв*у ), как для новых изделий, так и для изделий, находившихся в эксплуатации.

7.Допустимые приведенные напряжения насосных штанг, бывших в употреблении в течение 2-3 лет, на 25-30 % ниже, чем для новых штанг. В связи с этим уточненные прочностные характеристики штанг должны учитываться при подборе скважинных штанговых насосных установок и штанговых колонн.

8.На основании теоретических, экспериментальных и промысловых исследований созданы уточненная методика и программа подбора скважинных штанговых насосных установок, обеспечивающие выбор оптимальных параметров оборудования и режимов работы ШСНУ.

Разработанная методика подбора оборудования и режимов его работы обеспечила повышение добычи нефти на 13%, снижение количества отказов на 7% и повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками. Методика позволила проводить экономическую оценку выполнения различных мероприятий по каждой конкретной скважине, а также прогнозировать эффективность использования данной скважины в будущем.

9.Экономическая эффективность от применения уточненной методики расчета ШСНУ и программы подбора «Автотехнолог» на одной скважине Нивагапьского месторождения ТПП «ЛНГ» составляет около 2000 руб. в год.

Перечень работ автора, в которых отражено основное содержание диссертации:

1. Пузанов О.В., Николаев Н.М., Тарабрин В.М.и др. «Совершенствование техники и технологии добычи нефти на промыслах НГДУ «Покачевнефть». Обзорная информация, Серия «Нефтепромысловое дело»,М., ВННИИОЭНГ, 1992

2. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Николаев Н.М. и др., «Анализ вариантов систем диагностики работоспособности скважинных штанговых насосных установок». Сборник трудов НГДУ «Покачевнефть» и ЦОНиК ГАНГ им. И.М. Губкина «Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть». « Нефть и,газ». Москва. 1993г. стр.51-63

3. Пузанов О.В., Николаев Н.М., Королев A.C. и др. «Анализ состояния и перспективы развития НГДУ «Покачевнефть». Сборник трудов НГДУ «Покачевнефть» и ЦОНиК ГАНГ им. И.М. Губкина «Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть». « Нефть и газ». Москва. 1993г. стр.5-15

4. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Николаев Н.М. и др. «Система диагностики работоспособности скважинных штанговых насосных установок». Сборник трудов. Первая международная конференция «Энергодиагностика» Москва 1995г.

5. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Николаев Н.М. и др. «Основные направления работ по оптимизации эксплуатации нефтепромыслового оборудования в наклонно-направленных скважинах». НТЖ «Нефтепромысловое дело». Москва, ВНИИОЭНГ, 1996, №3-4.стр. 12-31.

6. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Николаев Н.М. и др. "Анализ перспектив механизированной добычи нефти в некоторых регионах Западно-Сибирской нефтяной провинции." 2-я научно-техническая конференция, посвященная 850-летию г.Москвы, 1997г. Тезисы к докладу, Москва 1997г. стр.-59

7. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Николаев Н.М. и др. «Система диагностики работоспособности скважинных штанговых насосных установок». Тезисы докл. 1-ой международной конференции «Энерго-диагностика».4-8 сентября 1995 ,Москва. ГАНГ им. И.М.Губкина, Т.2, с.360-372. '

8. Пузанов О.В., Николаев Н.М., Деговцов A.B. и др! «Оборудование для очистки забоя скважин и обработки призабойной зоны пласта». В Сборнике трудов НГДУ «Покачевнефть» и ЦОНиК ГАНГ им. И.М.Губкина «Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть».М., «Нефть и газ», 1993. с.71-80.

9. Ивановский В.Н., Дарищев В.И,, Николаев Н.М.и др. «Основные направления работ по оптимизации эксплуатации нефтепромыслового

оборудования в наклонно-направленных скважинах». НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.:ВНИИОЭНГ, 1996, № 3.

10. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Николаев Н.М. и др. «Анализ перспектив механизированной добычи нефти в некоторых регионах Западно-Сибирской нефтяной провинции». Тезисы Материалы 2-ой Научно-технической конференции , посвященной 850-летию г.Москвы. М.:ГАНГ им. И.М.Губкина, 1997.

11. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Николаев Н.М. и др. «Анализ существующих схем и конструкций электроприводных объемных бесштанговых насосов». НТЖ «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт» .М.: ЦОНиК ГАНГ им.И.М.Губкина, «Нефтяник», 1997, №4,с.33-37.

12.Николаев Н.М., Ивановский В.Н., Дарищев В.И. и др. Как поставить диагноз скважине. «Нефть России», № 9-10, 1998, с.36-40.

13.Стандарт предприятия. Регламент проведения подземного ремонта и эксплуатации скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками в ТПП «Лангепаснефтегаз». СТП 014863-011-99. Авторы: Н.М.Николаев Н.М., Лысяный К.К., Бегагаев К.Э. г.Лангепас, ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКойл-Западная Сибирь» НК «ЛУКойл», 1999.

14. Николаев Н.М., Каштанов B.C., Сабиров A.A., «Технико-экономические результаты оптимизации работы ШСНУ с помощью системы диагностики работоспособности насосных установок» «Нефтепромысловое дело». М.:ВНИИОЭНГ, 2000, № 4.

Заказ

Излательстпо «Нефть и газ»

Тираж

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. Анализ состояния техники и технологии добычи нефти на промыслах ТПП «Лангепаснефтегаз».

1.1 Анализ состояния добычи нефти и структуры запасов в ТПП «Лангепаснефтегаз».

1.2. Области применения оборудования для механизированной добычи нефти. Анализ эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири (на примере ТПП «Лангепаснефтегаз»).

1.3. Аналитический обзор существующих методик повышения эксплуатационных характеристик оборудования для добычи нефти. Основные задачи и цели исследований.

ГЛАВА 2. Способы определения основных механических характеристик материала бывших в употреблении насоснокомпрессорных труб и штанг.

2.1 .Определение требуемых характеристик сталей, применяемых для изготовления насосных штанг и НКТ.

2.2.Взаимосвязь механических свойств сталей.

2.3. Возможности управления механическиеми свойствами сталей.

2.4. Влияние предварительной деформации на механические характеристики насосных штанг.

Выводы и основные результаты по второй главе.

ГЛАВА 3. Внедрение методик упрочнения и определения прочностных характеристик насосных штанг.

3.1. Компьютеризованный технологический процесс восстановления, упрочнения, устранения биений, установления прочностных характеристик, неразрушающего контроля насосных штанг.

3.2.Технологический процесс устранения биения головки насосных штанг.

3.3.Сортировка насосных штанг в процессе приложения продольной растягивающей нагрузки.

3.4.Неразрушающий компьютеризованный магнитоиндукционный контроль насосных штанг.

3.5.Основные направления усовершенствования компьютеризованного технологического комплекса по упрочнению, восстановлению пространственной геометрии и дефектоскопии насосных штанг.

3.6.Методика подбора штанговых насосных установок.

Для современного периода развития нефтяной промышленности России характерно вступление в стадию падающей добычи. Многие крупные месторождения Урало-Поволжья и Западной Сибири, обеспечивающие основной объём добычи нефти в стране, характеризуются сегодня высокой степенью выработанности запасов и интенсивным ростом обводненности продукции.

В 90-е годы двадцатого столетия процесс падения добычи нефти приобрёл лавинообразный характер. Так, за период 1988-1995 г. годовые объёмы добычи нефти снизились более, чем на 200 млн. тонн, постоянно растет количество простаивающих скважин.

В нефтяной отрасти сложилась неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35%. В тоже время на долю трудно-извлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогружённые горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) в отрасли приходится 2/3, или 65% . В территориально-производственном предприятии «Лангепаснефтегаз» (ТПП «ЛНГ») доля трудно-извлекаемых запасов составляет более 90 %.

Следствием ухудшения структуры запасов нефти становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин. За 15 лет (с 1985г. до 1999 г.) средний дебит нефтяных скважин в ТПП «ЛНГ» уменьшился с 19 т/сутки до 6 т/сутки.

Под влиянием ухудшающейся структуры запасов, перехода многих нефтяных месторождений России на завершающие этапы разработки, когда увеличение обводненности, выпадение парафинов и смол, вынос вместе с пластовой жидкостью механических примесей усложняют эксплуатацию нефтяных скважин, происходит рост капиталоёмкости и трудоёмкости добычи нефти. Одновременно с этим происходит снижение наработки на отказ скважинного насосного оборудования.

Перенос центра тяжести развития нефтяной промышленности Российской Федерации на механизированную эксплуатацию мало- и среднедебитных скважин с осложненными геолого-техническими условиями ставит задачи оптимизации эксплуатации скважинного насосного оборудования.

Для этого необходимо разработать методики определения основных эксплуатационных характеристик как самих скважинных насосных установок для добычи нефти, так и отдельных их узлов (штанг, труб, скважинных насосов и т.д.), а также методики оптимального подбора и диагностики данного оборудования при его работе в осложненных условиях эксплуатации.

Создание вышеназванных методик, апробация и внедрение их на промыслах ТПП «Лангепаснефтегаз» стали основой настоящей диссертационной работы.

В первой главе диссертации проведен анализ состояния добычи нефти и наработок на отказ нефтепромыслового оборудования в ТПП «Лангепаснефтегаз», который подтвердил насущность и актуальность темы диссертационной работы.

Вторая глава посвящена теоретическим исследованиям, которые легли в основу создания методик определения прочностных характеристик насосных штанг и труб (НКТ) скважинных насосных установок.

В третьей главе представлены этапы экспериментальных и внедренческих работ по определению и повышению эксплуатационных характеристик насосных штанг и насосно-компрессорных труб, а также уточненная методика подбора конструкции штанговых колонн. В результате этих работ в ТПП «ЛНГ» внедрены компьютеризированный комплекс определения и повышения прочностных характеристик насосных штанг, а также программный комплекс подбора и оптимизации работы штанговых скважинных насосных установок «Автотехнолог». Внедрение указанных комплексов позволило значительно (более чем в 2 раза) сократить отказы скважинного оборудования ШСНУ за счет обрывов штанговых колонн.

В четвертой главе дан технико-экономический анализ возможности и целесообразности проведения различных работ на скважинах, оборудованных ШСНУ (подземный ремонт скважин, проведение ОПЗ, внедрение новой техники, оптимизация и т.д.), а также расчет технико-экономического эффекта от разработки, изготовления и внедрения программно-аппаратных комплексов определения и повышения эксплуатационных характеристик насосных штанг и подбора штанговых скважинных насосных установок для добычи нефти на промыслах ТПП «Лангепаснефтегаз».

В Приложениях представлены Акты, Протоколы, Приказы, Инструкции по эксплуатации, Руководящие документы, Методики и другие документы, отражающие результаты испытаний и внедрения созданных при непосредственном участии и под руководством автора настоящей диссертационной работы программно-аппаратных комплексов определения и повышения эксплуатационных характеристик насосных штанг и подбора штанговых скважинных насосных установок.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1.В настоящее время и в обозримом будущем основой эксплуатационного фонда нефтяной промышленности России являются мало- и среднедебитные скважины с осложненными условиями эксплуатации. В ТПП «Лангепаснефтегаз» растет абсолютное число и удельный вес мало и средедебитных нефтедобывающих скважин с осложненными условиями эксплуатации, из-за чего установки штанговых и центробежных насосов в ТПП «ЛНГ» работают с низкими технико-экономическими показателями. Срок амортизации большой части нефтепромыслового оборудования (УЭЦН и ШСНУ) или уже истек, или подходит к концу.

2.Для рентабельной эксплуатации мало- и среднедебитных скважин в условиях ТПП «ЛНГ» необходимо иметь эффективные методики определения основных технических характеристик нефтепромыслового оборудования и точные методики подбора, учитывающие все осложняющие факторы и истинные технические характеристики оборудования.

3.Наиболее универсальной величиной, определяющей усталостную прочность сталей, используемых для изготовления НКТ и насосных штанг, является комплексные величины - произведение о„*у и ударная вязкость. В связи с этим для оценки предела усталостной прочности материала НКТ и насосных штанг, бывших в эксплуатации в течение времени, сопоставимого со сроком амортизации, необходимо проводить испытания стандартных образцов на растяжение и ударную вязкость.

4.Колонны НКТ и насосных штанг, бывших в эксплуатации в течение времени, сопоставимого со сроком амортизации, могут считаться годным к дальнейшей эксплуатации если величина произведения ов*у л находится в интервале 30 . 50 МДж/м'.

5. У пру го-пласгическая деформация растяжения стальных насосно-компрессорных труб и штанг величиной от. 1,5 до 2% позволяет отбраковывать дефектные трубы и штанги и обеспечивает повышение коррозионной выносливости труб и штанг.

6.На основании теоретических и экспериментальных исследований усовершенствован применяемый в ТПП «ЛНГ» компьютеризованный технологический процесс восстановления, упрочнения, установления прочностных характеристик насосных штанг. Внедрен метод определения основных прочностных характеристик насосных штанг (твердость в НВ, а т, а в,8 0,2, У, £ -г, £ в, о«*У ), как для новых изделий, так и для изделий, находившихся в эксплуатации.

7.Допустимые приведенные напряжения насосных штанг, бывших в употреблении в течение 2-3 лет, на 25-30 % ниже, чем для новых штанг. В связи с этим уточненные прочностные характеристики штанг должны учитываться при подборе скважинных штанговых насосных установок и штанговых колонн.

8.На основании теоретических, экспериментальных и промысловых исследований созданы уточненная методика и программа подбора скважинных штанговых насосных установок, обеспечивающие выбор оптимальных параметров оборудования и-режимов работы ШСНУ. Разработанная методика подбора оборудования и режимов его работы обеспечила повышение добычи нефти на 13%, снижение количества отказов на 7% и повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками. Методика позволила проводить экономическую оценку выполнения различных мероприятий по каждой конкретной скважине, а также

134 прогнозировать эффективность использования данной скважины в будущем.

9.Экономическая эффективность от применения уточненной методики расчета ШСНУ и программы подбора «Автотехнолог» на одной скважине Нивагальского месторождения ТПГТ «ЛНГ» составляет около 2000 руб. в год.

1. Байбаков Н.К., Банков Н.М. и др. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности. Академия естественных наук России. М, ИГиРГИ., 1995г.

2. Научно-техническая политика развития нефтедобычи и механизм ее реализации. Виницкий М.М., Валов Б.М., Грайфер В.И., Джавадян A.A. М.: ВНИИОЭНГ, 1992.

3. Наливкин В.О. О нефти, горючем газе и будущем энергетики. Наука в СССР, N4, 1988 г.

4. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М., Недра, 1976.

5. Трутнев А.Н. Формула прогресса. М., Недра, 1989

6. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений. Татарское книжное издательство, Казань ,1989 г.

7. Дарищев В.И. Состояние и перспективы разработки и внедрения насосных установок для добычи нефти из наклонных скважин. Обзорная информация.Сер.ХМ-4 «Насосостроение», ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, М., 1990.

8. Пчелинцев Ю.В. Эксплуатация часторемонтируемых наклонно-направленных скважин. М., ВНИИОЭНГ, 2000.

9. Ивановский Н.Ф., Мерициди И.А., Ивановский В.Н. и др. Диафрагменные насосы для добычи нефти. Экспресс-Информация, Серия ХМ-4, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1990 г.

10. Насосное оборудование для добычи нефти. Научно-технический сборник N3 ОКБ БН, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, М.:1990.

11. Стандарт предприятия. Определение направлений развития оборудования механизированной эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях Западной Сибири. СТП 014863-011-89.

12. Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти. M., Недра, 1971.

13. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М., Недра, 1976.

14. Нефтяная промышленность Российской Федерации. 1994 год. М.: ВНИИОЭНГ, 1995, с.443.

15. Ивановский В.Н., Кривенков C.B. Анализ оборудования для механизированной добычи нефти. Сборник трудов «Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть», « Нефть и газ». Москва. 1993г. стр.-19.

16. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под редакцией Ш.К.Гиматудинова. М., Недра, 1983.

17. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией Ш.К.Гиматудинова. М., Недра, 1983.

18. Пузанов О.В., Николаев Н.М., Королев A.C. и др. Анализ состояния и перспектив развития НГДУ «Покачевнефть». В книге «Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть». М.: «Нефть и газ», 1993, 254 с.

19. Шумилов В.А., Сельцова H.A., Махиня Г.И., Осинцева JI.B. Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело, вып.5, ВНИИОЭНГ, М„ 1989.

20. Валиев A.A., Каплан Л.С., Анализ нагрузок в наклонно направленных скважинах при эксплуатации их штанговыми насосами. Серия Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. ВНИИОЭНГ №7 1991г.

21. Вирновский A.C. Переменное напряжение в глубинонасосных скважинных штангах и их связь с разрушением Труды ВНИИ., Гостоптехиздат., вып.1.1947г.

22. Вирновский A.C. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. Избранные труды. М., Недра, 1971.

23. Грабович В.П., Методика расчета штанговых колонн для восточных нефтяных районов., Диссер., к.т.н., М., 1966г.

24. Дайчман Г.Л. Оптимизация работы штанговых глубиннонасосных скважин. Дисс.канд.техн.наук., М.,1985

25. Круман Б.Б.Глубиннонасосные штанги. М.: Недра, 1977, 345 с.

26. Круман Б.Б., Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. М. Недра. 1980г.

27. Лепехин Ю.Н., Совершенствование расчетных методов оценки надежности штанг с целью улучшения компоновок штанговых колонн, работающих в наклонно направленных скважинах. Диссер., к.т.н., М. 1997г.

28. Мшценко И.Т., Палий В.А. «Исследование динамических нагрузок, действующих на штанговую колонну в наклонно-направленных скважинах. М, Нефтяное хозяйство, № 7, 1993.

29. Ивановский В.Н. Исследование усталостной прочности непрерывных насосных штанг, наматываемых на барабан с упруго-пластическими деформациями. РНТС «Машины и нефтяное оборудование» № 11, 1980, ВНИИОЭНГ.

30. Ивановский В.Н. Исследование работоспособности непрерывных наматываемых штанг глубинно-насосных установок. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н., М., МИНХ и ГП им.И.М.Губкина, 1981, 217 с.

31. Песляк Ю.А., Уразаков K.P. Трение штанг в наклонно-направленной скважине. М.: Нефтяное хозяйство, №10, 1990.

32. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М., Недра 1965.

33. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. М., недра, 1986.

34. Рабинович A.M. Штанговая скважинная насосная установка. В кн. "Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования". М., Недра , 1987.

35. Гейнрих Ришмюллер. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. SBS нефтепромысловая техника. Шеллер-Блекман ГмБХ, г.Терниц, Австрия, 1988.

36. Буше H.A. Трение, износ и усталость в машинах. М.: Транспорт, 224 с.

37. Виноградов В.Н., Сорокин Г.М. Механическое изнашивание сталей и сплавов. М.: Недра, 1996,364 с.

38. Виноградов В.Н., Сорокин Г.М. Износостойкость сталей и сплавов. М.: Нефть и газ, 1994, 415 с.

39. Биргер И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1986, 560 с.

40. Серенсен C.B. Избранные труды в 3-х томах. Т.2. Усталость материалов и элементов конструкции. Киев, Наукова думка, 1985, 256 с.

41. Серенсен C.B., Когаев В.П., Шнейдерович P.M. Несущая способность и расчет деталей на прочность. М.: Машиностроение, 1975, 488 с.

42. Кудрявцев И.В. Исследования по упрочнению деталей машин. Сборник статей. М.: Машиностроение, 1972, 467 с.

43. Прочность деформированных металлов. Под ред.Максимовича Г. Г. Киев, Наукова думка, 1976, 388 с.

44. Ильюшин A.A. Пластичность. М., Гостехиздат, 1963

45. Романов В.В. Влияние коррозионной среды на циклическую прочность металлов. М.: Наука, 1969.

46. Форрест П. Усталость металлов. М.: Машиностроение, 1968, 456 с. 49.3охрабов А.Г., Рабинович A.M., Ахмедов Б.М. Упрочнение глубиннонасоных штанг пластическим деформированием. M., РНТС «Химическое и нефтяное машиностроение», №1,1974.

47. Тараевский С.И., Коваль В.П., Седов В.А. Оразрушении насосных штанг в сероводородосодержащих средах. РНТС «Машины и нефтяное оборудование», ВНИИОЭНГ, 1979, №10.

48. Ивановский В.Н. Исследование коррозионно-усталостной прочности непрерывных насосных штанг, наматываемых на барабан. РНТС «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности» № 7, 1981, ВНИИОЭНГ.

49. Штанги насосные и муфты к ним. ГОСТ 13877-80.Издание официальное Е. Издательство стандартов. М., 1993;

50. Межгосударственный стандарт. Штанги насосные и муфты штанговые. Технические условия. Издание неофициальное. ГОСТ 13877-96.

51. Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. М, 1996;

52. Металлы. Методы испытаний на растяжение. ГОСТ 1497-84, ГОСТ 955164, ГОСТ 1115-84, ГОСТ 11701-84. Издание официальное. Издательство стандартов. М., 1993;

53. Устройство для упрочнения длинномерного материала. Патент РФ № 2082590.

54. Ивановекий В.Н., Кривенков C.B. Анализ оборудования для механизированной добычи нефти. Сборник трудов «Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть», « Нефть и газ». Москва. 1993г. стр.-19.

55. Совершенствование техники и технологии добычи нефти в ПГДУ «Покачевнефть». « Нефть и газ». Москва. 1993г. стр.51.

56. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов B.C., Сабиров A.A., Николаев Н.М., Петров В.М. Система диагностики работоспособности скважинных штанговых насосных установок. Сборник трудов. Первая международная конференция «Энергодиагностика» Москва, 1995г.

57. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов B.C., Сабиров A.A., Агафонов А.Р. Некоторые итоги подконтрольной эксплуатации установок типа УЭВН-5. Научно-технический журнал серии «Нефтепромысловое дело».М.: ВНИИОЭНГ.1997. № 2.С.16.

58. Ивановский В.Н., Деговцов A.B. Исследования усталостной прочности непрерывных канатных штанг скважинных насосных установок. Экспресс -информация. Серия «Машины и нефтяное оборудование».№ 4, ВНИИОЭНГ, М„ 1984.

59. Николаев Н.М., Ивановский В.Н., Дарищев В.И. и др. Как поставить диагноз скважине. Нефть России, № 9-10, 1998, с.36-40.

60. Николаев Н.М., Каштанов B.C., Сабиров A.A., «Технико-экономические результаты оптимизации работы ШСНУ с помощью143системы диагностики работоспособности насосных установок» «Нефтепромысловое дело».М.:ВНИИОЭНГ, 2000, № 4.

61. Андреев А.Ф., Предприятие в условиях рынка. Учеб. Пособие по курсу "Организация, планирование и управление предприятием". М. 1992г.

62. Бородкин A.C., Торонов В.А. Нормативный учет и себестоимость промышленной продукции. Киев. Техника. 1990г.

63. Ефименков В.И. Экономика новых форм автоматизации производства. М., Наука 1991 г

64. Норма отчислений по основным фондам народного хозяйства СССР., М., Экономика. 1979г.760 составе затрат и единые нормы амортизационных отчислений. Сборник нормативных документов с комментариями. М. Финансы и статистика. 1995 г.

65. Пчелйнцев Ю.В., Нормативная долговечность работы штанг в наклонно направленных скважинах., М, ВНИИОЭНГ., 1997г.

66. Настоящий документ определяет объем внедрения и технико-экономические показатели работы установок электроприводных винтовых насосов (УЭВН5) для добычи нефти на добывающих скважинах ТПП "Лангепаснефтегаз".

67. Внедрение УЭВН5 было связано с усложнением эксплуатации мало- и среднедебитных скважин в ТПГГ «ЛНГ» с помощью штанговых и центробежных насосов и со снижением технико-экономических показателей добычи нефти.

68. От ГАНГ имени И.М.Губкина От ТПП «Лангепаснефтегаз»/^<1; //с с£ У/<ус. а1. СОГЛАСОВАНО1. УТВЕРЖДАЮ

69. Заместитель Генерального директора ЗАО «ЦОНиК1. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ^^

70. ДЛЯ СПЕЦИАЛИСТОВ, КОМАНДИРОВАННЫХ В ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ» по теме «Комплекс работ по кратному снижению РС-отказов насосных установок для добычи нефти»1 .ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ11 .Каждый специалист по своему направлению проверяет гипотезу:

71. Каждый специалист должен либо : -подтвердить гипотезу конкретными примерами;-опровергнуть гипотезу, выдвинув новую и аргументировав конкретными примерами.

72. Командировка завершается составлением подробного отчета.

73. Каждый эпизод отчета должен быть адресным (скважина, куст, пласт, параметры режима, геометрия скважины, комплект оборудования, степень его износа, образец отказавшего оборудования.

74. Объектом исследования являются как отечественные, так и импортные установки с указанием изготовителя и разработки конструкции и модернизации.

75. Проиллюстрировать отказы и разрушения адресными образцами, пригодными к дальнейшим исследованиям.24.3америть твердость в образцах деталей, формирующих проточный тракт в отечественных и импортных насосах.

76. Оценить практику применения обратных клапанов при повышенных КВЧ (засоряемость, герметичность и т.д.).26.0ценить практику применения газосепараторов при повышенных КВЧ.27.0ценить возможность прямой и обратной промывки «забитой» мехпримесямиустановки.

77. Выделить (отранжировать) наиболее быстро изнашивающиеся элементы насоса: втулки, шайбы, диски, кромки лопаток, незащищенные участки валов и др. типовые случаи.

78. Выяснить геометрию износа симметричный, эксцентричный, бочкообразный и т.д. - с численными характеристиками.

79. Выяснить зависимости величин по п.2.9. от места в насосе близость консоли, подшипника, номер секции, ступени - и от рабочих параметров - подача и напор насоса, обводненность, количество и характер мехпримесей.

80. Определить, что чаще и по каким элементам отказывает новые насосы, ремонтные насосы, насосы многократным использованием деталей (валов, корпусов и т.д.).

81. Приготовить образцы деталей, отработавших без отказов во многих рейсах (валы, фрагменты шеек корпусов, фланцы) для анализа на остаточные напряжения.

82. Собрать полную коллекцию отказавших элементов или их фрагментов. 2.15.Оценить новации в области соединений секций и модулей УЭЦН.

83. Провести анализ для определения наиболее слабых элементов УЭЦН и способов их усиления.

84. Проверить соответствие фактических конструкционных материалов проектным.

85. Оценить разбираемость поднятых после работы насосов, в т.ч. возможность плавания рабочих колес.

86. Проверить соответствие фактических зазоров, биений, размеров, люфтов проектным. 2.20.Оценить работу осевых опор в секциях насосов и в ступенях.

87. Собрать сведения о работе насосов в износостойком исполнении ( в т.ч. конструкции ОКБ БН, Борец, АЛНАС и др.).

88. Проверить соответствие требованиям ТУ, РЭ, регламентов ПРС, выводов на режим и т.д. при проведении всех работ.

89. Оценить проведение процессов глушения скважин (начиная с солевых растворных узлов и кончая пробами жидкости глушения из скважин), ПРС, монтажа УЭЦН, спуска установки в скважину, вывода на режим.

90. Оценить стабильность электропитания ПЭД, методы настройки защиты, суточные, сезонные, кратковременные колебания напряжения, пики, посадки и т.д.

91. Собрать образцы и оценить «координаты» типичных мест пробоя кабельных удлинителей.

92. Оценить условия комплектации отечественных и импортных установок колоннами НКТ(одна и та же категория прочности; завод изготовитель; полет по элементам колонны НКТ резьба, муфта, тело; место установки оборванной трубы).

93. Оценить процесс шаблонировки скважин под спуск конкретных УЭЦН, получить чертежи шаблонов для отечественных и импортных установок.

94. Ознакомиться с нормативными документами по подготовке скважин к спуску отечественных и импортных установок ЭЦН .

95. Сравнить технологию монтажа отечественных и импортных установок ЭЦН по документам, личным наблюдениям.

96. Выяснить технологию организации расследования причин отказов УЭЦН, в т.ч. РС-отказов. Принять участие в работе комиссии, оценить уровень квалификации специалистов, виды репрессий.

97. Оценить уровень квалификации специалистов, имеющих отношение ко всем фазам технологического цикла движения УЭЦН.

98. Ознакомиться с опытом применения всех видов глубинных измерителей давления, температуры, вибрации и т.д.

99. Ознакомиться с опытом работ по снятию инклинограмм скважин с обсаженным стволом.

100. Куратор работ от ТПП «Лангшепаснефтегаз»1. К.Э.Бегагаев1. При ложе ни• Утверждаю " дире*ф$ра ВИМСа аботе строумов99 7 г

101. Заключение о результатах минералогического анализа пробы песка!

102. По заказу сотрудника Государственной Академии нефти и газа С.С.Пекина в лаборатории прикладной и генетической минералогии ВИМСа в период с 11 по 18 ноября 1997г был проведен минералогический анализ пробы песка.

103. Проба поступила упакованной в открытый полиэтиленовый пакет. После просушивания под ИХ-лампой масса воздушно-сухой пробы составила 322,5г. Дальнейшие исследования проводились на отквартовке пробы массой 100,03г.

104. Результаты ситового анализа представлен!,! в таблице I.