автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Научные принципы проектирования и эксплуатации длинноходовых насосных установок для добычи нефти

г» ~

Г I 13

ОД

Па правах рукописи

1 з ШЯ Ш7

ХРАМОВ РЭМ АНДРЕЕВИЧ

НАУЧНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ДЛИННОХОДОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Специальность:

05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных м газовых месторождений

05.04.07 - Машины и агрегаты нефтяной и газовой промышленного.

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа - 1997

?

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Оренбургнефть».

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ:

Горбунов А. Т. Хабибуялин 3. А. Уразаков К. Р.

Ведущее предприятие

- доктор технических наук,

- доктор технических наук,

- доктор технических наук,

- АНК «Башнефть».

профессор, академик РАЕ1 профессор;

старший научный сотрудш

Защита состоится 16 мая 1997 года в 15.00 часов на заседа! диссертационного совета Д.063.09.02 в Уфимском государственном нефтя! техническом университете по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ.

Автореферат разослан « » _1997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д. ф-м. н., профессор

р-н-Бахтн

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На месторождениях с интенсивной системой вторичного воздействия на пласт возникает необходимость отбора больших объемов жидкости из скважины при средней и большой глубине погружения насоса. В этих условиях применение штанговых насосов приводит к большому числу аварий, связанных с обрывом штанговой колонны из-за большого цикла переменных нагрузок на металл тягового механизма. Снижение числа циклов качаний плунжерного насоса не дает необходимого эффекта, так как приводит к снижению подачи насосной установки.

Одним из путей расшгретм проблемы увеличения отбора жидкости из скважин яв-ияется создание длинноходовых насосных установок. В этом направлении работы ведутся хлительное время как в нашей стране, так и за рубежом. В ряде случаев предпринимается попытка увеличить длину хода существующих штанговых установок. Более интенсивно ведутся работы по созданию насосных установок с гибким тяговым механизмом, за счет тего создается реальная возможность увеличить длину хода плунжера до величин, соизме-зимых с глубиной скважины. В результате возникает возможность использования ряда таложительных характеристик длинноходового привода. К наиболее существенный пре-»1уществам длинноходового привода скважинной установки можно отнести следующие.

1. Многократно сокращается число циклов работы тягового механизма, что увели-швает долговечность установки.

2. Существенно снижается действие динамических сил, которые в обычных насос-шх установках составляют до 30 % от статической нагрузки.

3. В 3-4 раза увеличивается средняя скорость движения плунжера, от которой зави-;ит производительность насосной установки.

4. Снижается потеря длины хода плунжера, связанная с упругим удлинением штан-овой колонны при каждом рабочем ходе тягового механизма.

Работа выполнялась в соответствии с комплексной программой по освоению длин-юходовых насосных установок, утвержденной Мшшстерстом нефтяной промышленности [ согласованной с Минтяжмашем, Минэлектропромом, Минчерметом, Мшшшнефтема-аем и Мкнхимпромом в 1983 году.

Цель работы. Разработка научных принципов проектирования и эксплуатацн длшшоходовых насосных установок с ленточным механизмом подъема и исследована режимов их эксплуатации в промысловых условиях.

Основные задачи исследований. В диссертационной работе рассмотрены и решен следующие задачи.

1. Проведен анализ существующих технических средств для добычи нефти с боя шой длиной хода плунжера.

2. Произведен выбор и обоснование тяговой ленты механизма подъема.

3. Разработаны и испытаны новые длинноходовые насосные установки с ленто1 ным механизмом подъема.

4. Разработаны принципы проектирования скважинного оборудования для длин» ходовых насосных установок.

5. Отработаны режимы эксплуатации длинноходовых насосных установок.

6. Произведено диагностирование работы ДНУ.

7. Проведена опытная эксплуатация длшшоходовых насосных установок с гибки тяговым элементом в промысловых условиях.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществл лось на базе теоретических, лабораторных и промысловых методов исследования с прим нением статистического анализа режимов нагружения ддинноходовой насосной установк

Научная новизна.

1. Разработана и научно обоснована методика выбора и проектирования тягов( ленты механизма подъема ДНУ.

2. Впервые разработаны и использованы на практике теоретические методы расче режимов эксплуатации длинноходовых насосных установок с ленточным механизм! подъема.

3. Разработаны принципы проектирования и методы расчета режимов эксплуатац длинноходовых насосных установок с ленточным механизмом подъема.

4. Разработаны принципиально новые длинпоходовые насосные установки для добычи нефти (A.c.628292, 673725, 925141, 976128, 976740, 1735605).

5. Разработана длинноходовая насосная установка для свабирования скважин (A.c. 1773121).

6. Разработаны плунжеры для ДНУ (А.с.601450,1028874, 1390460).

7. Разработаны устьевые уплотнения тягового элемента (A.c. 883555, 926351, 1390460).

Практическая ценность. Отработаны режимы эксплуатации длинлоходовых насосных установок (расчет режима работы, коэффициента полезного действия; выявлено влия-иие продолжительности паузы между циклами работы ДНУ на коэффициент подачи насоса; определены по динамограмме: максимальная и минимальная нагрузки на тяговом элементе; суммарная сила сопротивления тягового элемента, плунжера и груза под ним; давление нагнетания и давление под плунжером насоса; утечки через насос; продолжительность цикла, включая паузу в работе).

В результате проведенных исследований установлено, что за счет увеличения длины хода плунжера достигаются следующие преимущества:

- многократно сокращается число циклов работы тягового механизма, что увеличивает долговечность установки, так как отдаляется наступление усталости нагруженных элементов;

- возникает возможность производить ремонт скважины по замене насоса без бригады подземного ремонта и специальных агрегатов с помощью собственного привода установки силами двух операторов (простой скважины при этом уменьшается с 16 часов до 2 часов);

- снижается расход металла на ленточный тяговый элемент и установку в целом;

- уменьшается износ плунжерной пары вследствие движешгея его под собственным

зесом.

ДНУ позволяет работать в непрерывном и периодическом насосном режиме с податей за один ход до 3-4 м3 жидкости, а также в режиме свабирования с отбором жидкости с -лубины до 5000 - 5500 м.

Реализация результатов исследования в промышленности, Дпинноходовые насосные установки с ленточным механизмом подъема, в которые заложены технические решения, защищенные авторскими свидетельствами, внедрены в Оренбургской нефтяной акционерной компании (ОНАКО).

Только за 1996 год длинноходовыми насосными установками добыто в ОАО "Оренбургнефть" 42000 т. нефти.

Диагностирование работы ДНУ с ЛМП с помощью разработанных методов н средств исследования скважин получили широкое распространение.

Новое технологическое оборудование, позволяющее реализовать предложения, выдвинутые в работе по укрупнению рулонов ленты и ее упрочнению, действует на базе г г.Бузулуке.

Апробация работы. Основное содержание работы докладывалось на семинарах отдела техники эксплуатации скважин в институте ВНИИнефть, на заседаниях технико-экономического совета ОАО "Оренбургнефть", на научно-технических советах Министерства нефтяной и газовой промышленности и Минтопэнерго России.

Публикации. По результатам диссертации опубликовано 26 работ, в том числе ! монография, 12 статей и тезисов, получено 13 авторских свидетельств.

Объем работы. Работа состоит из б глав, заключения и списка литературы. Работ; содержит 230 страниц машинописного текста, 49 рисунков, 23 таблицы, 44 библиографи ческих ссылки, приложений на 11 страницах.

Автор выражает благодарность и признательность научному консультанту д.т.н. профессору Б.З.Султанову за методическую помощь и научные консультации, сотрудни

кам института ВНИИнефть д.т.н., профессору В.П.Максимову , д.т.н., профессор;

Р.А.Максутову, к.т.н. Б.П.Корневу за помощь при проведении исследований и промысло вых испытаний длшшоходовых насосных установок для добычи нефти.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во ппедеинн показана актуальность темы диссертационной работы, сформулнрова-ш зада'ш исследований, направленных на решение проблемы создания длинноходовых исосных установок с длиной хода, соизмеримой с глубиной скважины, и исследования )ежимов их эксплуатации в различных геолого-тсхнических условиях.

В первой главе дается перспектива развития новых технических средств для добы-ш нефти.

Известно, что одним из главных недостатков штанговой скважинной насосной уста-ювки является циклический характер ее работы с мальм периодом цикла и большой симметричностью нагрузок при высоком верхнем пределе. Интенсивность накопления усталостных явлений в элементах штанговой установки составляет 7200 - 21600 циклов в ;утки, а это приводит к авариям, связанным с обрывом штанг.

Другим существенным недостатком штанговой установки является высокая затрат-чая стоимость подземного ремонта. Так при спуско-подъемных работах для спуска каждой лтаиги или трубы требуются шесть операций для подъема и семь операций для спуска каждого элемента.

Анализ различных технических решений показывает, что поставленные проблемы логут быть облегчены и решены если использовать длшшоходовые глубиннонасосные установки.

Применяемые в настоящее время штанговые глубиннонасосные установки имеют тину хода плунжера до 4,5 м, зарубежные ШСНУ вьшускаются с длиной хода до 7,6 м. Сак правило, эти установки имеют большой вес (до 24,8 т.) и низкий к.п.д. из-за невысоких даэффициентов наполнения насосов.

Исследования показывают, что основные показатели ШСНУ (коэффициент напол-чения, срок службы штанг и непосредственно насоса, межремонтный период) улучшаются ipn увеличении длины хода плунжера насоса.

О целесообразности использования длинноходовых режимов работы глубиннона-:осных установок высказывались многие специалисты: Адонин А.Н., Аливердизаде К.С., Залеев М.Д., Вирновский A.C., Пирвердян A.M., Муравьев И.М., Корнев Б.П., Максимов З.П., Максутов P.A., МищенкоИ.Т., Зайцев Ю.В. и др.

Одним из перспективных направлений является использование длинноходовых насосных установок с ленточным механизмом подъема, самоуплотняющимися плунжерами и рабочим цилиндром из насосно-компрессорных труб.

Опытная эксплуатация первой длинноходовой насосной установки с ленточным тяговым механизмом подъема подтвердила работоспособность насосного агрегата, но также выявила ряд недостатков:

- малый диаметр сматывающего барабана, что значительно увеличивает влияние изгибающего момента на напряжение изгиба ленты;

- применение направляющего ролика дополнительно накладывает на ленту изгибающие напряжения, что приводит к снижению ресурса ленты;

- примитивность командно-управляющей аппаратуры установки вызывает проблемы с защитой ленты от перегрузок и невозможность оперативного изменения скоростей движения плунжера.

Дальнейшее совершенствование ДНУ было направлено на устранение выявленных недостатков.

Вторая глава посвящена выбору и обосновшшю тяговой ленты механизма подъема ДНУ. Новый метод подъема жидкости из скважины базируется на новом типе ленточного механизма подъема, который в процессе работы испытывает сложные нагрузки циклического растяжения и знакопеременного изгиба.

В настоящее время отечественной промышленностью длинномерная лента не выпускается, а поэтому в НГДУ "Бузулукнефть" были проведены работы по монтажу комплекса технологического оборудования, позволяющего укрупнять и упрочнять рулоны маломерной ленты.

На этом оборудовании молено осуществлять следующие операции:

- укрупнение полученных исходных рулонов ленты до нужной длины;

- вести входной контроль за качеством материала исходной ленты;

- упрочнять исходную заготовку до получения готовой высокопрочной тяговой лен

ты;

- производить низкотемпературный отпуск рулонов ленты в колпаковых отпускные

печах;

- контролировать качество и испытывать образцы ленты.

При проектировании ленточного механизма подъема необходимо определить тол-хину, ширину, длину и механические свойства ленты в зависимости от действующей на ее нагрузки по формуле:

сте/п,=аж + агр + ал + а1р + ау + сгн

де ст. - временное сопротивление ленты; п3 - коэффициент запаса прочности;

Ож=Рдац/в-5 - напряжение в ленте от действия веса столба жидкости; с,,, - напряжете в ленте от веса плунжера и груза; сл / в-5 - напряжение от собственного веса ленты;

G-rp =qTp-Hj3-5 - напряжение в ленте от действия сил трения плунжера о стенки труб лента - труба;

су =Py-f„/ в-5 - напряжение в ленте от нагрузки, созданной противодавлением на стье скважины;

o„ =Е.,-8-К/( 1-v2 )-г - максимальное изгибающее напряжение в ленте, возшкающее о время наматывания ее на бобину ДНУ; Ру - давле1ше на устье скважины; К - поправочный коэффициент 0,38 - 0,4: г - радиус бобины; v - коэффициент Пуассона; Ел - модуль упругости материала ленты; L - длина ленты; Нж- высота столба жидкости; в - ширина ленты; 5 - толшнна ленты; f„ - площадь сечения плунжера; q„ - вес одного метра ленты; р„ - плотность материала ленты в жидкости; q,p- сила трения на длине в один метр; Grp- нагрузка, действующая от веса плунжера и груза.

Допустимая нагрузка на тяговый элемент будет:

Рда„=в-5-[ аМ - Ел-5-К/( 1 - V2 )-г - р^-Ь ] - РЛ„ -

где - удельный вес ленты в жидкости.

Допустимая высота подъема жидкости равна:

Ндо„=(в-5-[а,/пз-Ел-5-К/( 1 - V2 >г - р,^- Ь^-Р^-О^-ОЯ^-р* + в-8-р,,^);

где рж - плотность жидкости.

Наибольшая ширина ленты определяется по формуле:

в—((1т2 - б2 )0-5 + Ед,

где ХД - сумма допусков на размеры труб и соостность резьб, уменьшающих внутрен ний диаметр.

Максимальное значение функции Н.оп(й) имеет место при толщине ленты

5=[ В + ( В2 + 4-А-С )0'5 ]/2А,

где А=Е.,-в-К-Уж/(1 - у2)-г; В=2-Ел-К-Г„-уж-(1 - у2)-г; С=а„-^-у*/п3 + Ру-Г„7м+0Гр-уы-Тж-уи-Ьпогр-4.

Диаметр бобины ДНУ существенно влияет на допустимую высоту подъема жидко сти особенно при большой толщине ленты. Увеличение диаметра бобины позволяет уве личить глубину, с которой можно поднять жидкость. Для выбранных исходных данны; наиболее целесообразный размер бобины ДНУ радиусом 1000 - 1500 мм.

Для НКТ меньшего диаметра имеются большие возможности в увеличении высоть подъема жидкости. Это объясняется несоответствием приращения сечения ленты и сече ния плунжера при увеличении диаметра труб, что приводит к быстрому росту веса подии маемого столба жидкости по сравнению с увеличением грузоподъемности ленты.

Временное сопротивление материала ленты определяется по формуле:

<Тв=пЛ Рлпп'в-й + Ел-5 К/( 1 - у2 )-г ]

Для обеспечения надежной работоспособности ЛМП необходимо иметь ленту:

- для нагрузки 30 кН с временным сопротивлением 1140 - 1380 МПа;

- для нагрузки 50 кН с временным сопротивлением 1580 - 1660 МПа;

- для нагрузки 80 кН с временным сопротивлением 1890 - 2250 МПа.

При известных механических свойствах ленты с временным сопротивлением равным 1300-2000 МПа обеспечивается подъем жидкости с глубины 1000 - 3000 м.

В последнее время ведутся работы по созданию гибких тяговых элементов из высокопрочных синтетических материалов. В ОАО "Оренбургнефть" совместно с МНТК "Нефтеоотдача" на скв.734 Покровского месторождения были испытана ДНУ с терлоновой лентой. Установка пущена в опытную эксплуатацию 20 августа 1987 года со следующими параметрами:

- подача замеренная, м3/сут 22

- динамический уровень от устья, м 360

- длина хода плунжера, м 28

- продолжительность одного цикла, с 105

- число ходов в минуту, мин"1 0.57

- сила тока при ходе вниз, А 13

- сила тока при ходе вверх, А 17

После доработки узлов крепления ленты к плунжеру и бобине, спущенная лента из терлона отработала более 100 суток.

Предлагаемое тяговое устройство, содержит силовой слой длинномерных элементов из синтетических нитей и окружающий их защитный слой из переплетенных синтетических нитей, кроме того оно снабжено разделителями в виде дополнительных нитей, размещенных между нитями силового слоя, и связанного с нитями защитного слоя. Силовой слой выполнен из синтетических высокомодульных нитей, а защитный слой и разделители выполнены из полиэфирных нитей, при этом массовое соотношение нитей составляет для

силового слоя 46 - 50%, для защитного слоя - 38 - 42%, для разделителей - 6 - 8%. Нити силового слоя соединены в пряди.

Сравнительная характеристика штанговой глубиннонасосной установки и длинно-ходовой насосной установки с тяговым элементом из терлонового материала показывает существенные преимущества второй.

1. Снижение максимальной нагрузки на привод на 56%.

2. Уменьшение максимального крутящего мошекта ка раоочем валу привода ка 70%.

3. Снижение темпа выработки ресурса усталостной долговечности элементов, подвергающихся циклическим напряжениям, в 33 раза.

4. Снижение интенсивности изнашивания цилиндра насоса в 40 раз.

5. Уменьшение металлоемкости установки в 4,4 раза.

6. Уменьшение габаритов привода в 18 раз по объему.

7. Уменьшение площади фундамента привода в 2,5 раза.

8. Снижение удельной нагрузки на фундамент на 42%.

В третьей главе описаны особенности проектирования скважинного оборудования

ДНУ.

В качестве цилиидра насоса и подъемной колонны используются стальные бесшовные НКТ, гладкие, с высаженными наружу концами, изготовленные по ГОСТу 633-88.

Трубы и муфты выбираются без раковин, закатов, расслоений, трещин, вмятин.

Существующие НКТ должны иметь фаски на концах под углом 30-40 к оси трубы и должны быть откалиброваны с помощью шаблона на овальность. Только в этом случае можно избежать заклинивание модульного плунжера в НКТ.

Для расчета на прочность НКТ используются следующие данные:

Глубина скважины, внутренний диаметр обсадной колонны, интервалы и интенсивность искривления ствола скважины от устья, предполагаемый отбор жидкости из скважины, сечение ленты механизма подъема, плотность нефти, удельный вес жидкости в сква-ядане, давление насыщения, динамический уровень, табличные данные для предельных нагрузок НКТ, предельных глубин спуска одноступенчатой колонны НКТ геометрических, и весовых характеристик ленты.

Плунжер является определяющим элементом ДНУ с ЛМП, от которого зависит ее работоспособность и надежность. Эффективность работы плунжера определяется экспе

риментальным путем. Результаты исследования влияния конструктивных факторов на степень перекрытия насосно - компрессорных труб уплотнитсльным элементом плунжера -пакером, а также проверка герметизирующей способности пары плунжер - труба детально исследуются в этой главе.

Для исследований был выбран плунжер, который состоит из верхней присоединительной головки для тягового элемента, уплотнительных элементов - пакеров и нижней присоединительной гоЛовки.

На стенде изучалась сила трения и утечки через плунжер. Было установлено, что на герметизирующую способность пакера оказывают влияние толщина поперечных перегородок, их количество, расстояние между перегородками и соосность пакера и трубы.

В разработанной конструкции пакера для НКТ диаметром 60 и 73 мм принято пятикратное перекрытие потока жидкости с расстоянием между перегородками 8 и 15 мм.

Опыты по определению влияния соосности пакера и трубы на утечки жидкости проводились путем опрессовки пакеров с фиксированным наклоном его оси относительно трубы. Результаты опытов показывают, что при изменении угла наклона в пределах от 0° до Г 20' утечки через пакер растут по линейному закону с темпом 4.5% утечек на 0° 15' угла наклона.

При дальнейшем увеличении наклона пакера утечки резко возрастают.

Совместный наклон трубы и пакера и вызванное этим параллельное смещение оси пакера относительно оси трубы не приводят к увеличению утечек жидкости, т. к. упругое радиальное перемещение вкладышей превышает зазор между трубой и корпусом пакера. Суммарная площадь "просветов" при этом не увеличивается.

Изученные выше факторы позволили установить степень влияния их на герметизирующую способность пакера и выбрать его рациональную конструкцию для использования в качестве уплотнительного элемента плунжера.

Проведена серия опытов по определению герметизирующей способности плунжера в целом, собранного из ряда последовательно размещенных пакеров.

Испытания показали незначительное взаимное влияние пакеров на утечки жидкости.

Общее аналитическое выражение для утечек можно записать в виде:

(^.«гдр/р^г)0'3

где fT - площадь сечения подъемной трубы;

Др - перепад давления на пакере;

р - плотность жидкости ;

Z - число пакеров в плунжере;

t, - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления одного пакера;

ç = 18400 для пакера диаметром 62 мм;

В скважины, оборудованные ДНУ, как правило, спускаются два 4-х модульных плунжера, диаметром 50 мм, между плунжерами устанавливается колонна штанг диаметром 19 мм и длиной 120 -160 ы. Колоши штанг между плунжерами играет роль утяжелителя для плунжерной пары. Такое расположение плунжеров позволяет получить коэффициент подачи насоса для 4-х модульного плунжера 0.76 - 0.8.

Подача таю« насосов на опытном участке составляет от 10 до 40 м3/сут, длина хода плунжера 90 - 100 м, продолжительность хода вверх 80 - 190 с, вниз 180 - 240 с. Продолжительность паузы между ходами вверх и вниз от 6 до 600 с, число циклов ходов за сутки 150 - 270.

Продолжительность работы предложенных плунжеров в скважине достигла 1.5 года.

При большем количестве плунжеров в скважинном насосе сила трения доходит дс

800Н.

Наработка плунжера диаметром 55 мм к концу 1994 года составила 738 суток, а плунжера диаметром 62 мм - 502 суток (скв. 777).

Четвертая глава посвящена отработке режима эксплуатации длшшоходовых насосных установок. При определении режимов работы ДНУ необходимо было решить следующие задачи:

- по добывной возможности скважины установить число циклов работы за сутки;

- установить длину хода известного диаметра плунжера и максимальную глубину спуска плунжера;

- вычислить продолжительность хода плунжера вверх и вниз, а также продолам тельность паузы, которая может быть запрограммирована как в конце хода плунжер; вверх, так и в конце хода вниз;

- рассчитать массу груза, устанавливаемого над плунжерами для преодоления силь трения при движении вниз подвески;

- определить потребное количество ленточного материала для механизма подъема.

Изменение скорости хода плунжера происходит за счет изменения диаметра бобнн-

ной намотки ленты. Средняя скорость хода плунжера определена при проектировании привода ДНУ. Например, на приводе ДНУ конструкции ВНИИметмаша средняя скорость намотки ленты составляет 1.5 м/с. Гидравлический привод ДНУ фирмы "Лндан инжиниринг" имеет бесступенчатую регулируемую скорость от 0 до 1.5 м/с.

Теоретическими исследованиями установлено, что оптимальная длина хода плунжера должна быть меньше или равна 200 м, и при ходе вверх плунжер не должен выходить из-под динамического уровня жидкости в скважине. Опыт эксплуатации ДНУ с ЛМП показал, что при повышенной скорости подъема плунжера коэффициент подачи насоса всегда был больше, чем при меньшей скорости подъема плунжера. Например, по скв. 280 Vcp=1.58 м/с, а=0.79 при диаметре плунжера 50 мм, а при Vcp=1.06 м/с в скв. 274 а=0.55 при том же диаметре плунжера.

При установлении режима работы ДНУ необходимо добиваться такого положения, при котором продолжительность хода плунжера вверх в рабочем цикле была бы минимальной и чтобы паузы не было. Паузой регулируется соответствие добывной возможности скважины с количеством отбираемой жидкости установкой. Экспериментально было доказано (скв. 101), что нет необходимости на каждом цикле работы иметь паузу. Такая пауза может быть установлена один раз на несколько циклов работы, при этом общая продолжительность паузы должна соответствовать сумме пауз каждого цикла.

Для оценки параметров работы ДНУ с ЛМП было изготовлено устройство для измерения усилия на движущемся гибком тяговом элементе установки, которое позволило ди-намометрировать усилия в течение всего цикла работы и разработана методика расшифровки динамографической записи.

Параметры работы ДНУ были определены следующим образом:

- длина хода плунжера ДНУ была установлена в зависимости от изменения диаметра бобинной намотки с учетом сокращения длины хода от удлинения тягового элемента;

- подача насоса замерялась с помощью замерного устройства типа "Спутник";

- скорость движения плунжера также определялась в зависимости от диаметра бо-бшшой намотки и числа ее оборотов.

На основании динамографической записи работы ДНУ были определены следующие параметры:

- максимальная и минимальная нагрузки на тяговом элементе;

- суммарная сила сопротивления тягового элемента, плунжера и груза под ним;

- давление нагнетания и давление под плунжером насоса;

- утечки жидкости через насос;

- продолжительность цикла (включая паузу в работе).

Устройство для измерения усилия на движущемся гибком тяговом элементе представляет собой гидравлический датчик, состоящих нз двух разъемных частей. Одна часть -опорная рама с двумя роликами шарнирно крепится к верхней части устьевой арматуры скважины с одной стороны тягового элемента, другая часть - преобразователь нагрузки со средним роликом устанавливается по другую сторону тягового элемента. Обе части прикрепляются друг к другу с помощью откидных болтов. Измеритель нагрузки снабжен двумя манометрами, один из которых показывающий, другой - датчик электрических сигналов. Резинотканевая мембрана с одним гофром, закрепленная между фланцами, преобразует приложенную силу в давление жидкости.

Измеритель нагрузки снабжен быстродействующей системой регистрации, которая состоит из первичного датчика преобразователя давления. Выходной сигнал переменного тока от электрического манометра типа МЭД усиливается тензометричсским усилителем УТ- 4. Для увеличения сигнала постоянного тока от УТ- 4 используется усилитель И-37 входящий в комплект прибора Н 391-1 самопишущего персонального миллиамперметра.

В табл.1 приведены результаты измерений показателей работы скв. 274, 280, 72( Покровского месторождения, оборудовашшгх ДНУ с ЛМП и скв. 316, оборудовашюй станком - качалкой.

В ходе проведения исследований работы электрооборудования скважин, оборудо ванных ДНУ с ЛМП, регистрировались следующие параметры: напряжение, ток и актив ная мощность электродвигателя, расход активной и реактивной электроэнергий, время из мерений, количество циклов работы установки.

По показаниям счетчиков активной энергии и ваттметра установлено, что на сква жинах с ДНУ с ЛМП при ходе плунжера вниз имеет место генерации активной мощност! в сеть (табл.2).

__Таблица 1

Jfs п/n Показатели Ел. мзч. Разработчики конструкции ДНУ с ЛМП, X; скв. ШСНУ с приводом 7ск-8-3,5-4(109, скв316

внпи нефть, скв274 ВНИИ метмаш, скв280 "Оренбург-нефть", скв726

1 2 3 4 5 Г. 7

1. Фактическая подача м'7сут 47.6 82.3 20.0 13.6

2. Теоретическая подача м3/сут 86.5 104.0 58.2 22.6

3. Длина хода тягового элемента м 134.5 119.6 107.5 1.8

4. Число циклов качаний в мин. мин"' 0.225 0.304 1.180 6.0

5. Максимальное усилие на тяговом Н 17770 24560 24220 56760

элементе

6. Минимальное усилие на тяговом Н 4740 9000 9140 32250

элементе

7. Динамическая сила на тяговом эле- Н 790 820 1840 25S0

менте

8. Скорость движения плунжера м/с 1.06 1.58 0.65 0.36

(средняя)

9. Масса тягового элемента с плунже- кг 710 1136 982 3348

ром в жидкости

10. Диаметр плунжера насоса мм 50-52 50-52 50-52 43

И. Суммарная сила трения при движе- Н 600-900 2000 690-1000 129

нии плунжера

12. Потребляемая мощность эл. двига- кВт

теля:

ход плунжера вверх 31.96 64.5 20.2 21.18

ход плунжера вниз 8.5 21.0 19.9

13. Потребляемая активная мощность кВт

эл. двигателя:

ход плунжера вверх 28.8 58.2 16.9 15.3

ход плунжера вниз -4.06 -5.4 -1.9

14. Потребление активной эл. энергии: кВт

за 1 цикл работы 1 007 1.168 0.775 100

за 1 сутки работы 326.3 511.6 200.7

15. Максимальная глубина спуска м 9&0 1400 1300 1200

плунжера

16. Нарастание усилия на тяговом эле- Н 2970 4670 2120

менте за 1с

17. Масса привода установки

(без тягового элемента) кг 5200 10000 3500 15600

Работа скважины

18. Динамический уровень жидкости в м 795-825 600-795 400-500 840

скважине

19. Давление на выкиде насоса МПа 8.9-10.3 14.8-16 13.9-15.2 12.46

Продолжение табл. 1

1 2 3 4 5 6 7

20. Давление пластовое МПа 18.6 17.9 18.6 169

21. Давление на устье скважины МПа 0.3 0.78 0.3 1.03

22. Плотность откачиваемой жидкости кг/м' 1070 1094 1170 970

23. Обводненность нефти % 98 97.2 100 50

24. Интервал перфорации м 2303-2310 1738-1747 2318-2321

2327-2337 2301-2321 2323-2329 2387-2299

25. Продолжительность одного цикла с 266.7 197.3 333.3 10.37

качания

Расчетные показатели

26. Уд. расход потребляемой эл. энер- кВт-ч

гии на 1000 кг поднимаемой жид- /1000 7.16 6.50 10.31 7.64

кости кг

27. Коэффициент мощности установки 0.723 0.87 0.593 0.410

28. Уд. масса тягового элемента на кг/

1000 кг поднимаемой жидкости 1000 кг 13.9 12.6 41.9 253.8

29. Уд. масса привода установки на кг/

1000 кг поднимаемой жидкости юоо 102 111 149 1183

30. Коэффициент подачи глубинного 0.595 0.791 0.344 0.565

насоса

31. Общий коэффициент полезного

действия установки % 34.8 38.6 7.07 33.7

32. Продолжительность одного ремон- час 37 37 37 54.6

та при замене глубинного оборудо-

вания

Таблица 2

№ п/п Показатели Ел. 1ПМ. Разработчики конструкций ДНУ с Л МП,» скв. ШС1ГУ с прнволом 7ск-8-Э,5-4000, сквШ

ВНИИ нефть, скв274 ВНИИ метмаш, скв280 "Оренбург-нефть*', скв72й

1 2 3 4 5 6 7

1. Продолжительность измерения мин. 63.500 58.30 62.30 60.0

диаграммной записи

2. Количество циклов работы уста- 14 18 13 347.0

новки в час

3. Потребление активной эл. энергии кВт-ч 15.753 24 03 10.23 4.2

из сети

4. Генерация активной эл. энергии из кВт-ч/ 1.653/10. 1.83/76 0.93/9.7 нет

сети % 4

5. Результирующий расход эл. энергии кВт-ч 14.100 22.20 9.30 4.2

б. Потребление реактивной энергии из кВт-ч 13.500 12.60 12.60 9.3

сети

7. Средневзвешенный коэффициент 0.723 0.87 0.593 0.41

мощности

Параметры холя плунжера вверх

3. Активная мощность, Р'Г кВт 28.800 58.20 16.90 1.0

9. Коэффициент загрузки 0.900 0.90 0.836

10. Полная потребляемая мощность кВт 31.960 64.50 20.20

11. Коэффициент мощности 0.900 0.90 0.836

Параметры хола плунжера пнш

12. Активная мощность, Р-1 кВт - 4.060 -5.40 - 1.9 15.3

13. Коэффициент загрузки 0.135 0.108 0.087 0.51

14. Полная потребляемая мощность кВт 8.500 21.00 10.90 21.18

15. Коэффициент мощности 0.477 0.256 0.17 0.717

Величина генерируемой мощности не зависит от мощности двигателя, а пропорциональна весу груза, плунжера, находящейся б скважине ленты, столба жидкости над плунжером и скорости движения за вычетом силы трения при движении ленточного тягового элемента.

Величина генерируемой в сеть электроэнергии для ДНУ с ЛМП составляет от 7.6°А до10.4% от потребляемой.

ДНУ с ЛМП имеет лучшие энергетические показатели (расход электроэнергии ж единицу продукции, коэффициент загрузки двигателя, коэффициент мощности), при этом удельный расход электроэнергии на подъем 1 тонны жидкости с помощью ДНУ в среднем меньше на 1.2 - 2 кВт-ч., чем подъем жидкости с помощью ШСНУ.

Удельная масса (металлоемкость) привода ДНУ на 1 тонну поднимаемой жкдкост* примерно в 10 раз меньше чем у ШСНУ.

Удельная масса тягового элемента ДНУ, приходящаяся на 1 тонну поднимаемо; жидкости, примерно в 20 раз меньше, чем у ШСНУ.

Коэффициент подачи глубинных насосов ДНУ и ШСНУ находится примерно н; одинаковом уровне.

Значительно выше, в 1.5 раза, коэффициент мощности ДНУ, чем такой же коэффициент у ШСНУ.

Общий коэффициент полезного действия по двум ДНУ (скв. 274 и скв. 280) в дв; раза выше, чем у ШСНУ (скв. 316). По скв. 726 к.п.д. ДНУ с ЛМП несколько ниже, чег^ к.п.д. по скв. 316.

Форма динамограммы ДНУ представляет собой незамкнутую линию зависимое™ нагрузки Р от времени t. При такой форме динамограммы можно в любое время ход; плунжера остановить ДНУ и наблюдать за изменением нагрузки по динамограмме и полу чать добавочную информацию, например, суммарную силу трения при данном положешп плунжера. Так же молено уточнять силу трения во всем интервале хода плунжера в НКТ соответственно представляется возможность изменить длину хода плунжера, опустить ши поднять интервал хода плунжера, если обнаружена повышенная сила трения.

Динамограмма ДНУ имеет две нулевые линии I и II. Отсчет нагрузки по динамо грамме ДНУ ведется со II - нулевой линии. Расстояние между I и II - нулевыми линиями н; динамограмме ДНУ соответствует усилию, необходимому для создания прогиба стально] ленты между двумя роликами датчика нагрузки.

Наиболее характерные неполадки работы подземной части ДНУ, выявленные по ди-намограмме следующие:

1. Повторяемые резкие скачки нагрузки указывают на заклинивание плунжера при ходе вверх.

2. Резкое снижение нагрузки при ходе вверх плунжеров - выход одного из плунжеров в другой диаметр подъемной трубы.

3. При ходе вверх вычерчивается одна прямая линия, вниз плунжерная подвеска не идет. Это соответствует обрыву штанг или плунжера от ленты.

4. Добавочные силы трения определяются путем сравнения с силой трения, которая была установлена после подземного ремонта скважины при динамометрировании.

5. Суммарная сила трения плунжерной подвески при ходе вверх равна или меньше такой же силе при ходе вниз. Причиной является негерметичность уплотнения пакера плунжера.

6. Имеются случаи, когда в период "паузы" при нижнем положении плунжеров зафиксировано увеличение нагрузки в подвеске плунжеров, находящейся в неподвижном положении. Увеличение нагрузки возникает при наличии утечек жидкости через приемный клапан насоса.

Для ДНУ задача определения Давления на приеме насоса сводится к определению давления под плунжером насоса. Необходимо выполнить следующее:

- на 1-ой части динамограммы (динамограмма при ходе плунжера вверх) в таком же масштабе построить линию переменной массы плунжерной подвески Рпп по време!ш.

- от линии Pn,[(t) так же в масштабе динамограммы построить линию суммарной силы трения P-ф при ходе плунжеров вверх.

- от линии суммарной силы трения Plf)(t) также в масштабе динамограммы строится расчетная линия нагрузки Ppac(t) на плунжере от веса столба жидкости и устьевого давления.

Разница нагрузок Ppoc и P(t) дает силу, которая давит на плунжер снизу за время хода плунжера вверх. Соответственно давление под плунжером по времени определится из выражения

Pnn(t) ~ [ Ppac(t) ■ P(t) ] / fnn-

Если на дииамограмме Ppac(t)=P(t), то это означает, что плунжер при ходе вверх доходит до верхнего уровня жидкости. При нормальной работе установки

Р рас(1) > Р(Ч-

Давление на выходе из плунжера за врем хода вверх определится из выражения

Р вых(0 Р рас Р тр f f IL!

Давление на приеме насоса Р np(t) во времени составит

Р npC„ = L (t) • р • g + Р ш (t) = L(t) • р • g + Р рас (t) - Р v (t) / f M;

где: L(t) - длина хода плунжера во времени.

р - плотность нефтегазовой смеси.

В пятой главе рассматриваются конструкции длинноходовых насосных установок с ленточным механизмом подъема (ДНУ с ЛМП) и их технологические параметры.

ДНУ с ЛМП начали испытываться в ОАО "Оренбургнефть" с 1975 года. На скважине 259 Покровского месторождения впервые удалось осуществить насосный режим экс-плуаташш скважины с длиной хода плунжера 95 м.

Основными элементами установки являются всасывающий клапан, плунжер, нагнетательный клапан, лента механизма подъема, цилиндр насоса-колонна НКТ, утяжелитель, направляющий ролик, бобина, редуктор, электродвигатель, стойка, рама, основание с рельсами.

Установка работает следующим образом.

В начале в скважину спускают колонну НКТ, которая выполняет роль цилиндра насоса с установленным на нижнем конце всасывающим клапаном. Затем с помощью привода в колонну НКТ спускают ленту механизма подъема с закрепленным на ней плунжером с утяжелителем и нагнетательным клапаном. В процессе спуска утяжелитель увлекает вниз набор цилиндрических уплотюгтельных элементов плунжера, соединенных с лентой и проходящих через устьевой сальник.

Г1рн ходе ленты механизма подъема вверх осуществляется всасывание жидкости в цилиндр насоса через всасывающий клапан, а при ходе плунжера с утяжелителем вниз происходит нагнетание жидкости через нагнетательный клапан.

Наземный привод осуществляет наматывание ленты на барабан и сматывание ее в скважин}' с заданной скоростью и интервалом движения плунжера. Ход плунжера вниз происходит за счет прикрепленного к нему груза. Возвратно-поступательное перемещение плунжера и работа клапанов обеспечивает подъем жидкости из сквяжинм. Переключение с хода "вверх" на ход "вниз" осуществляется путем реверсирования двигателя. Длина хода плунжера регулируется местом установки конечных переключателей на винте механизма реверсирования, а производительность установки - введением в цикле соответствующих пауз в конце хода "вниз" или "вверх".

Для проверки работоспособности привода насосной установки в реальных условиях и для отработки конструкций наземного оборудования и привода в ПО "Оренбургнефть" в 1978 году были начаты опытнопромышленные испытания ДНУ, изготовленной на Бузу-лукской базе ЦБПО. Передача движения плунжеру осуществлялась посредством лепты, закрепленной на приводной бобяне наземного привода ДНУ. Для ликвидации вертикальных перемещений ЛМП относительно оси скважины, возникающих вследствие постоянно изменяющегося радиуса намотки ленты на бобину в процессе ее вращения, наземный привод был оборудован направляющим роликом. Установка конструкции ПО "Оренбургнефть" отличалась простотой конструкции, малой металлоемкостью и надежностью работы. Она явилась ценным прототипом для новых поколений ДНУ, а большой банк данных, накопленных в процессе ее опытнопромысловых испытаний, явился ценным материалом для последующих конструкторских и исследовательских работ.

В дальнейшем, в связи с изменением толщины ленты, необходимо было увеличить диаметр бобины, что автоматически привело к увеличению крутящего момента на бобине и мощности двигателя, а это в свою очередь потребовало совершенствования и создания новых типов ДНУ с ЛМП.

В 1984 году проведены испытания ДНУ с ЛМП с приводом, разработанным инсти-гутом ВНИИнефть. Конструктивными отличиями ее являются:

- вертикальное расположение клиноременной передачи;

- спуск ленты в скважину осуществляется через сальник непосредственно с барабана зез направляющих приспособлений;

- размещение рамы с оборудованием на фундаменте с двумя направляющими полосами прямоугольного сечения.

В 1985 году прошли испытания ДНУ с ЛМП конструкции ВНИИнефть и ПО "Оренбургнефть". Преимуществом этой установки по сравнению с другими являются более щадящие условия работы для ленточного механизма подъема. Здесь лента изгибается только на бобине, так как сила прижатия барабана к ролику ничтожно мала (300 Н). Установка имеет цевочное зацепление с бобинои.

В 1986 году прошли испытания ДНУ с ЛМП, разработанной ПО "Оренбургнефть" совместно с институтом ВНИИметмаш. Принципиальным отличием привода является использование специальной механической следящей системы, обеспечивающей вертикальный сбег ленты с бобины в скважину через сальник. Конструкция предусматривала откидывание привода при проведении ремонта скважины на расстоянии 1 м от устья.

С 1994 года на Покровском участке начаты испытания ДНУ с ЛМП, изготовленные фирмой "Лидан инжиниринг" АБ Швеция, в которую были заложены и разработки ОАО "Оренбургнефть".

Установка является механизмом с гидравлическим объемным приводом, предназначенным для применения в качестве привода плунжера скважинного насоса с длиной хода до 200 м. Достоинства данной установки следующие:

- плавное регулирование скорости спуска и подъема плунжера в диапазоне 0-1,6 м/с;

- увеличение минимального диаметра первого слоя намотки на бобину до 2-3 м;

- компьютерное обеспечение контроля и регулировки параметров работы установки;

- совмещение силового агрегата и системы управления в одном аппаратном блоке;

- поддержание в аппаратном шкафу заданной температуры с помощью калорифера и терморегулятора;

- значительное снижение шумовых характеристик за счет применения гидропривода.

Для очистки фильтрующей поверхности пласта в ОАО "Оренбургнефть" используются длинноходовые насосные установки для свабирования скважин. Отличительным признаком этой установки является то, что снижение уровш жидкости в скважине производится специальным плунжером-свабом, спускаемым в скважину на стальной ленте, польп плунжер выполнен в виде набора сопрягаемых друг с другом, подвижных в радиального направлении сборных цилиндрических уплотнительных элементов втулочного типа < внутренними поверхностями в форме обратных усеченных корпусов и торцами в виде вы

пуклых наружных и выгнутых внутренних сферических поверхностей, причем радиус последних выполнен не менее внутреннего радиуса цилиндра.

Последовательность проектирования рабочих параметров ДНУ следующая:

1. Определяется подача насоса за один цикл

Яц^-Б-а, м3/ц

где £ - площадь сечения трубы, в которой перемещается плунжер; 5 - длина хода плунжера; а - коэффициент подачи плунжера.

2. Необходимое число циклов работы установки в тече1ше суток определяется по формуле

где 0 - дебит скважины, м3/сут

Продолжительность цикла установки Т=1440/2, мин.

3. Диаметр бобины установки в конце хода плунжера вверх определяется по форьгу-

ле

ДКДЛН-б-Б/;!)0'5,

где Д1 - начальный диаметр бобины;

Н - максимальная глубина скважины; 8 - толщина ленты.

Число оборотов бобины за ход вверх или вниз

т=5Ы2-(Дй-Дк),

где Д, и Дк - диаметр бобины при нижнем и верхнем положениях плунжера.

Частота вращения бобины

ns=2m/T.

Передаточное отношение клиноременной передачи

" 'ред )

где пл, - скорость вращения вала двигателя;

¡рсд - передаточное отношение редуктора.

4. Кинематическое соотношение между угловой и линейной скоростью рассчитываются по формулам:

Начальная скорость подъема плунжера

У|=ПдаЧС-Д/ 1щ'1рсд. Конечная скорость подъема плунжера

1кл'1ред.

Средняя скорость подъема или спуска плунжера VC=2S/T.

5. Силовые параметры рассчитываются, исходя из следующих соотношений: Нагрузка на верхнюю часть ленты подъемного механизма при ходе плунжера вверх

Рь=Рж+Р„+Р-,? + Рл+Р,р,

где Рж - вес жидкости; Рл - вес ленты;

Ртр- сила трения ленты о стенки НКТ;

Рд - сила, необходимая для преодоления буферного давления;

Рф- вес утяжелителя.

При ходе плунжера вниз нагрузка на подъемный механизм

Р„=Рл + Р^ + Ртр.

Вращательный момент на валах привода насосной установки определяется исходя из нагрузок на ленту подъемного механизма при ходе вверх

М,,=Р»-Д,/2, м2в=р,-д,/артд,

где Мь - вращающий момент на валу бобины; М2, - вращающий момент на валу редуктора.

Соответственно для хода вниз

М|„=Р„Л/2, М2„=Р„-Д2/21рсл.

6. Мощность двигателя при ходе плунжера вверх определяется по формуле

^Р.-ДгПд«/ 1рел-1и11ред-Пи-Р ,

~де ^рсд, т^ - к.п.д. редуктора и клиноременной передачи; Р - коэффициент наполнения насоса.

Энергия, потребляемая из электросети за сутки

Ас„=12( К/ Г1от„ ),

де К, - коэффициент при ходе лиггы вши.

Полезная энергия, идущая на подъем жидкости в течение суток

где рж - плотность откачиваемой жидкости

7. Прочностные показатели леюы определяются но следующим зависимостям. Запас прочности ленты

К=авр/ (Р„/ + у-Е/ Д, ),

где авр- временное сопротивление на разрыв материала ленты; V - коэффициент Пуассона; { - площадь сечения ленты; Ел - модуль упругости материала ленты.

Предельное время наработки на отказ ленты

Тпред-г^/збб-г-кз,

где 2Д0П - допустимое число циклов изменения нагрузки; Кэ - коэффициент эксплуатации скважин.

Проектирование производительности ДНУ при бобшшом способе наматывания лен точного тягового элемента для случая, когда 8>ЬПОГ1, или 5=Ьпогр будет

(5=0,25 •я-До-пД.-асЛ 1+( 1+43-5/ тг-Д02 ]-Ь,ю1р/8 ,

если 5<Ьпоф, то

<2=0,25-я-До-Пб-^-ОаЛ 1+( 1+45-5/ я-Д02 )°'5 ],

29

де Я - длина хода плунжера;

^гюгр - глубина погружения под динамический уровень;

До - начальный диаметр бобины (плунжер внизу);

Пб - частота вращения бобины;

- площадь сечения плунжера;

«с. - коэффициент подачи при свабировании.

Рассмотрение статических нагрузок показывает, что они мало изменяются, когда шукжер перемещается в пределах погружения под уровень жидкости и сильно зависят от лины хода при выходе плуюкера из-под динамического уровня.

В шестой главе изложен опыт эксплуатации дтшноходовых насосных установок с ибким тяговым элементом.

В ОАО "Оренбургнефть" в течение 20 лет проводятся промышленные испытания азличных конструкций ДНУ. Испытывались два типа плунжеров диаметром 50 и 62 мм. 1а подвеске стальной ленты одновременно были установлены два и более плунжеров, ко-орые находились друг от друга на расстоянии 100 - 500 м. Число плунжеров на одной юдвеске связано с потребным напором насоса и удлинением подвески.

В качестве груза использовались штанги 1Н19 в количестве 15-20 штук.

Тяговым элементом установки служила стальная лента сечением 4542, 4543, 543.5, 5043, марка стали ЗОХГСА и др. Длина ленты в одной бобине составляла 1100 м.

Испытывались три типа устьевых сальников, уплотннтельные элементы которых оджимались к движущейся ленте усилием пружины или давлением откачиваемой жидко-тн.

Для приема и перемотки ленты с ДНУ были изготовлены агрегаты на шасси автомо-иля КрАЗ, зажимы ленты, устройство для соединения ленты со штангой и другие приспо-обления, необходимые для обслуживания ДНУ. С целью выявления микротрещин на лене, перед ее вывозом на скважину, производилась дефектоскопия на специальном стенде.

При эксплуатации скважин 101, 274, 280, 777, 779 опытного участка ДНУ были вы-влены следующие недостатки:

- отсутствие надежной конструкции уплотнения движущейся стальной ленты 1 устьевом сальнике (быстрый износ уплотнительных элементов и неполное снятие нефтя ной пленки с поверхности стальной ленты);

- недостаточная герметичность многосекционного плунжера при малой скорости хо да вверх (менее 0.5 м/с);

- повышенные вибрации и шум установки с механическим приводом.

Опыт эксплуатации ДНУ показывает следующее:

1. Существующие конструкции ДНУ с гидравлическим и механическим приводами находящиеся в эксплуатации в ОАО "Оренбургнефть", вполне применимы для подъем жидкости из скважины с дебитом от 5 м3/ сут. до 100 м3/ сут.

2. При эксплуатации ДНУ с оптимальным погружением плунжера под динамиче ский уровень жидкости обеспечивается достаточно высокий коэффициент подачи насос от 0.55 до 0.79.

3. Удельные затраты электроэнергии на подъем 1 т жидкости с помощью ДНУ п сравнению с ШСНУ при одинаковых уровнях жидкости в скважине меньше на 0.64 - 1. кВт.ч./т.

4. ДНУ с гидравлическим приводом имеет определенное преимущество перед ДЬГ. с механическим приводом (возможность бесступенчатого регулирования скорости движе ния плунжера, бесшумная работа и малая вибрация установки).

Совершенствование отдельных узлов ДНУ началось с самой первой пробной эк( плуатации. В то время (1975 - 1977 г.г.) не было четко разработанной конструкции привс да, плунжера и самой ленты нужного качества, не было приборов и методики для устано) ления режима откачки и диагностирования глубинного насоса, не было надежной коне рукщщ устьевого сальника. Все это нужно было создать в последующие годы.

Например, существующие сальниковые устройства для ШСНУ не могут быть И1 пользованы для герметизации ленточного тягового элемента в ДНУ.

Основные трудности уплотнения ленты возникают из-за натнчия острых кромо которые за короткое время прорезают уплотнительные детали.

В разработанном новом уплотнении ленты ДНУ такого явления не происходит. У: лотнение содержит корпус, в котором размещены уплотняющие блоки, состоящие из ко центрично расположенных цилиндрических втулок, уплотняющего элемента (струж)

фторопласта с графитом), манжет, поворотных пружин, рычагов, пружин продольного перемещения, подпружиненных поршней и нажимных гаек.

Уплотняющий блок совершает в корпусе возвратно-поступательные движения, воспринимая поперечные колебания ленты, возникающие в процессе ее движения, уменьшая разрушающее влияние поперечных колебаний ленты на уплотняющий элемент. Гарантируется постоянный контакт с лентой втулок уплотняющего блока за счет одновременного относительно друг друга поворота и продольного перемещения, что ограничивает вынос изношенного уплотняющего элемента.

Поджатое уплотняющего элемента осуществляется по толщине ленты, повышая надежность уплотнения в местах наибольшего его износа. Это повышает долговечность и надежность работы уплотнения, значительно снижает трудоемкость обслуживания усть-гвого оборудования ДНУ.

При опытной эксплуатации ДНУ было выявлено, что наличие "паузы" в работе установки приводит к накоплению газа, выделяемого из нефти в приемном клапанном узле в полости запорного механизма. Это явление повторяется в каждом цикле работы ДНУ. Попадание газа в цилиндр снижает коэффициент подачи насоса. На многих динамограммах заботы ДНУ четко выявляется влияние газа на наполение цилиндра насоса.

В ОАО "Оренбургнефть" разработана и внедрена конструкция приемного клапанного узла, позволяющая отбирать газ из-под запорного органа.

Клапанный узел состоит из корпуса, где размещен тарельчатый запорный орган с :едлом, являющимся переводной втулкой. Стержень тарельчатого клапана скользит в от-¡ерстии направляющей втулки, где предусмотрены специальные канавки для отвода меха-тческих примесей, попавших в кольцевой зазор между подвижным стержнем и отверсти-:м втулки. На уровне запорного органа в седле предусмотрены радиальные каналы.

В корпусе клапанного узла на таком же уровне также выполнены радиальные пру-

кины.

Для посадки на седло тарельчатый клапан снабжен пружиной. Данная конструкция опорного органа и седла обеспечивает более полное заполнение цилиндра жидкостью при :оде плунжера вверх. Кроме того, используя тарельчатый клапан, удалось увеличить пло-цадь проходных каналов жидкости в сехте и на выходе из тарельчатого клапана примерно ! два раза, при этом поперечный размер корпуса клапанного узла не увеличился по срав-1ению со стандартным размером этого типа насоса.

Соединение ленточного механизма подъема с грузом или плунжером ДНУ производится с помощью клинового зажима.

Клиновой зажим предохраняет ленту от проскальзования в отверстии. Основным недостатком клиновой заделки конца тяговой ленты к плунжеру ДНУ является повышенная трудоемкость изготовления сопрягаемых поверхностей. Вследствие неизбежных погрешностей изготовления клина и гнезда под него в тяговой ленте появляются значительные местные контактные напряжения, в результате чего требуется снижение концевой нагрузки на ленту.

Учитывая особенности работы ленточного механизма подъема в нефтяной скважине, где могут быть и повороты плунжера при его больших ходах, связанных с силой трения в подъемной трубе, разработана другая конструкция зажима ленты и присоединения ее к плунжеру.

Зажим ленты состоит из двух частей. В 1-ой части конец ленты двумя клиньями зажимается в продольном канале втулки и дозатягивается установочным винтом. Положение конца ленты с приваренными пластинами фиксируются и регулируются в сквозном канале втулки.

Во 2-ой части зажима ленты ниппель ступенчатой формы с резьбой для муфты штанги закрепляется подвижно внутри переводной втулки с помошью цилиндрической гайки, при этом последняя дополнительно закреплена с поперечным стержнем к ниппелю. После закрепления втулки на ниппеле проверяется легкость их вращения относительно друг друга. Это необходимо для того, чтобы случайный поворот плунжера при движении в подъемной трубе не передавался на ленточный механизм подъема.

Крепление другого конца длинномерной ленты к оболочке бобины выполняется внутри бобины. Прижатие ленты планкой с последующей затяжкой болтами к оболочке бобины обеспечивает достаточную силу зацепления. Детали крепления не выходят на наружную поверхность оболочки бобины.

Достигнуты определенные результаты по сварке кусков ленты, упрочнению швов и самой ленты. Использование длинномерной ленты перспективно и в компановке со штанговой колонной.

По скв. 918 и скв. 921 Покровского месторождения выявлено снижение нагрузки нг головку балансира при замене штантн на стальную ленту в составе штанговой колоннь:

ИГНУ с приводом от станка-качалки. Удельный расход электроэнерпш на подъем 1 т сидкости снизился на 1 - 1.6 кВт-ч/т.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Рассмотрены перспективы развития новых технических средств для добычи нефти.

Анализ существующих технических средств для эксплуатации скважин показал, что одним из главных недостатков штанговой скважинной насосной установки является циклический характер ее работы с малым периодом цикла и большой асимметричностью нагрузок при высоком верхнем пределе. Кинематическая схема станков-качалок не поддается дальнейшему совершенствованию, так как конструкции механизма присущ недостаток связанный с компановкой элементов четырехзвенника.

Другим существенным недостатком штанговой установки является высокая стоимость подземного ремонта скважин. Указанные недостатки в наибольшей мере устраняют ся при использовании длинноходовых глубщшонасосных установок.

Обобщены сведения по длинноходовым насосным установкам на основе станков качалок, длинноходовым насосным установкам мачтового типа, длинноходовым насосньп установкам с горизонтальным тяговым механизмом и гидроприводным насосным уста новкам.

2. Разработаны научные основы выбора и обоснования тагогой ленты механизм подъема ДНУ, включающие вопросы технологии изготовления длинномерной ленты, со единения отдельных кусков, термопластической обработки на специализированнном агре гате.

Предложена методика расчета на прочность ленты при проектировании ленточног механизма подъема нз металлического и синтетического материалов. Изучены прочное! ные свойства ленты из неметаллических материалов, на основе чего предложено новое т* говое устройство.

3. Разработано скважинное оборудование для ДНУ с ЛМП.

Изучено влияние толщины поперечных перегородок в плунжере, их количество, также расстояние между перегородками и соосность пакера и трубы на утечки жидко а между пакером и трубой.

Проведена серия опытов по оценке герметизирующей способности плунжера, сосанного из ряда последовательно размещенных пакеров.

Разработан и внедрен специальной конструкции плунжер глубинного насоса, обес-1ечивающий сохранение герметичности пары поршень-цилиндр до полного износа уплот-штельных элементов, выполненных из износостойких и прочных материалов.

Установлено, что в скважины, оборудовашше ДНУ с ЛМП, лучше спускать по два шунжера 4-х модульных, с установкой между гогунжерами колоты штанг длиной 120 -.60 м.

4. Предложены научные подходы по выбору и расчету режимов эксплуатации ДНУ с 1МП. Разработаны измеритель нагрузки с быстродействующей системой регистрации и 1етодика расшифровки параметров работы ДНУ по динамограмме. Установлено, что ДНУ [меет лучшие энергетические показатели. Удельный расход электроэнергии на подъем 1 ■онны жидкости с помощью ДНУ в среднем меньше та 1,2 - 2 кВт-ч, чем подъем жидкости установкой ШСНУ.

Удельная масса привода ДНУ на 1 тонну поднимаемой жидкости в 8-10 раз меньше ¡ем у ШСНУ.

Удельная масса тягового органа ДНУ, приходящаяся на 1 тонну поднимаемой жид-ости в 18-20 раз меньше, чем у ШСНУ.

5. Разработаны, испытаны и внедрены длинноходовые насосные установки с лен-очным механизмом подъема для добычи нефти и свабирования скважин.

Предложена методика проектирования рабочих параметров ДНУ с ЛМП, включаю-хая определение: подачи насоса, необходимого числа циклов работы установки, диаметра обины, нагрузки на верхнюю часть ленты подъемного механизма при ходе вверх и вниз, пределения мощности двигателя и прочностных показателей ленты.

Проанализировано влияние длины хода на подачу установки в зависимости от по-ружения под динамический уровень, время паузы в цикле, скорости притока жидкости в кважине. Полученные зависимости используются при проектировании производительно-ти установки.

6. Опыт эксплуатации ДНУ с гидравлическим и механическим приводами показа; что они являются перспективными для отбора жидкости из скважин с дебетом 5 100м3/сут.

В процессе внедрения ДНУ с ЛМП совершенствовались уплотнение тягового эл< мента на устье скважины, всасывающий клапан и присоединительные устройства для ле! ты.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Корнев Б.П., Максимов В.П., Шнирельман А.И., Храмов P.A. Об эксплуатации скважин гиоковалъньши глубшшонасосными установками. Сб. научн. тр./ ВНИИнефть, 1977, вып. 62, с. 52-58.

2. A.c. № 601450 СССР, Плунжер глубинного насоса / Корнев Б.П., Максимов В.П., Храмов P.A., Торопов А.И., Смурыгин Е.Ф., Исмагилов P.A., Борисов В.В. - Опубл. в Б.И. - 1978, № 13.

3. A.c. № 628292 СССР, Установка для подъема нефти из скважины / Вахитов Г.Г., Максимов В.П., Максутов P.A., Храмов P.A., Исмагилов P.A., Булгаков Р.Т., Байдаков Ю.Н. - Опубл. в Б.И. - 1978, № 38.

4. A.c. № 673725 СССР, Установка для подъема нефти из скважины / Исмагилов P.A., Корнев Б.П., Максимов В.П., Максутов P.A., Храмов P.A. - Опубл. в Б.И. - 1979, № 26.

5. A.c. № 883555 СССР, Устройство для уплотнения штока глубинного насоса / Храмов P.A., Клюшин И.Я., Сытник В.Д., Валиев Н.Ш. - Опубл. в Б.И. -1981, №43.

6. A.c. № 926351 СССР, Устройство для уплотнения штока скважинного насоса / Храмов P.A., Клюшки И.Я., Сытник В.Д., Недосеев Н.М. - Опубл. в Б.И. - 1982, № 17.

7. A.c. № 976128 СССР, Скважтшая насосная установка / Храмов P.A., Берняков Г.Ф., Клюшин И.Я., Валиев И.Ш., Соколов Б.П. - Опубл. в Б.И. - 1982, № 43.

8. A.c. № 1028874 СССР, Плунжер скважинного насоса I Корнев Б.П., Максутов P.A., Максимов В.П., Исмагилов P.A., Храмов P.A., Мельников О.И. - Опубл. в Б.И. - 1983, №26.

9. Корнев Б.П., Максутов P.A., Халнуллин Ф.Х., Храмов P.A. Экспериментальное изучение нагрузок в ленточном тяговом органе дтшноходовой глубиннонасосной уста-ковки. Сб. научн. Тр./ВНИИнефть, 1983, вып.84, с.3-8.

10. A.c. № 1323742 СССР, Плунжер скважинного насоса / Халиуллин Ф.Х., Максутов P.A., Храмов P.A. - Опубл. в Б.И. - 1987, № 26

11. A.c. № 1390460 СССР, Уплотнение / Храмов P.A., Маркелов А.Г., Сытник В.Д., Малолетнев А.И. - Опубл. в Б.И. - 1988, № 15.

12. A.c. № 1490193 СССР, Тяговое устройство / Филатов В.Н., Деханова М.Г., Чука-эева АГ„ Корнев Б.П., Путилов М.Ф.. Храмов P.A. - Опубл. в Б.И. - 1989, № 24.

13. Хабибуллин М.Я., Храмов P.A. О повышении надежности ШСНУ. // Соврeuei ные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: сб. научн. тр./ УНИ, Уфа, 1990, i 10-15.

14. A.c. № 1735605 РФ, Скважинная штанговая насосная установка / ХрамовР.А Сытник БД, Дытюк Л.Г., Маркелов А.Г. - Опубл. в Б.И. - 1992, № 19.

15. A.c. № 1773121 РФ, Скважинная штанговая насосная установка / ХрамовР.А СьгтнихВД, Дытюк Л.Г., Мельников О.И. - Опубл. в Б.И. - 1992, № 42.

16. A.c. № 1779778 РФ. Установка для длинноходовой глубиннонасосной эксплуат; шш нефтяных скважин. Султанов Б.З., Вагапов Ю.Г., Вагапов С.Ю., Храмов Р. А.,Запило И.Ф. - Опубл. в Б.И. - 1992, №45.

17. Храмов P.A. Оренбургская нефтяная акционерная компания. // Нефтяное хозя( ство. М.: 1995, № 8, с. 4-6.

18. Храмов P.A., Корнев Б.П. Сравнение характеристик приводов длинноходовы насосных установок с ленточным тяговым органом // Нефт. Хоз-во, М.: 1995, №8 с. 42-45

19. Храмов P.A., Крылов Н.И. Технология процесса изготовления ленточного тяге вого органа для длинноходовой насосной установки // Нефт. Хоз-во, М.: 1995, №8 с. 4( 48.

20. Храмов P.A., Корнев Б.П. Разработка и внедрение новой конструкции плунжер для длинноходовой насосной установки с ленточным тяговым органом // Нефт. хоз-во, М 1995, №8 с. 49-51.

21. Храмов P.A., Корнев Б.П. Разработка конструкции ленточного тягового орган длинноходовой глубиннонасосной установки // Нефт. Хоз-во, М.: 1995, №8 с. 52-54.

22. Храмов P.A., Халиуллин Ф.Х. Опыт эксплуатации длинноходовых насосных yt тановок с гибким тяговым органом // Нефт. хоз-во, М.: 1995, Ха8 с. 55-56.

23. Султанов Б.З., Вагапов Ю.Г., Вагапов С.Ю., Храмов P.A., Ставинский Mi Сравнение геометрии широкопроходных клапанных узлов штангового насоса с серийнь ми. // Нефтяное хозяйство. М.: 1995, № 8, с. 57-58.

24. Храмов P.A. Длшшоходовые насосные установки нового поколения. Тез. док; Всероссийской научно-технической конф. В кн.: Проблемы нефтегазового комплекса Poi сии / УГНТУ. - Уфа, 1995. - с.92.

25. Гриб B.C., Ковшов В.Д., Храмов P.A. Автоматизация длинноходовых глубинно-насосных установох. Тез. докл. Всороссийской научно-технической конф. В кн.: Проблемы нефтегазового комплекса России/ УГНТУ. - Уфа, 1995. - с.95.

26. Храмов P.A. Длинноходовые насосные установки для добычи нефти. - М.:Недра. 1996,-270с.

Соискатель

Подписано к печати 10.04.97 Формат бумага 60x84 1/16. Бумага писчая. Печать офсетная. Печ. листов 2.0. Тираж 100 экз. Заказ 307.

Ротапринт Уфимского государственного нефтяного технического университета. Адрес университета и полиграфпредпршггшг 450062 Уфа, Космонавтов, 1.