книги / Технологические процессы и технические средства для глубинно-насосной эксплуатации нефтяных скважин

Рис. 3.14. Зависимость остаточной усталостной прочности σ–1 , МПа, (остаточного ресурса) от продолжительности эксплуатации штанг из стали 20Н2М (режим термообработки нормализация), НГДУ, г. Оса Пермской области

штанги, а именно– величины предела текучести σ0,2 сердцевины штанги. Результаты, представленные на рис. 3.14, подтверждены данными, приведенными на рис. 3.15.

Например, при уровне напряжения σ = 220 МПа минимальное число циклов до разрушения для новых штанг [20] ~3·105 циклов, а для штанг, бывших в эксплуатации, ~8·105 циклов. Таким образом, штанги, прослужившие два года или 12 лет, имеют остаточный ресурс не меньший, чем новые штанги, и вполне могут быть использованы повторно, что подтверждено данными, представленными на рис. 3.16, характеризующими работоспособность насосных штанг в промысловых условиях.

Факт, что остаточный ресурс, как правило, выше у штанг, бывших в эксплуатации, по сравнению с новыми, можно объяснить отбором штанг, который происходит в процессе их эксплуатации: штанги с дефектами, приобретенными в процессе изготовления, в первую очередь выходят из строя, а для оставшихся статистическое значение предела выносливости повышается. Эти выводы подкреплены результатами совместных исследований со специалистами Ивано-Франковского государственного технического

201

Рис. 3.15. Результаты испытаний образцов штанг на изгиб с вращением (сталь 20Н2М, режим термообработки нормализация): | – разрушения по номинальным напряжениям; z – разрушение по напряжением в изломе; | – неразрушившиеся образцы

университета нефти и газа [17], которые выборочно представлены в табл. 3.10.

Для установления корреляции между показаниями средств неразрушающего магнитоиндукционного контроля [20] и пределом выносливости были проведены усталостные испытания фрагментов насосных штанг со структурной неоднородностью на основе изгиба фрагмента в одной плоскости при консольном нагружении на воздухе с частотой 20 Гц (база испытаний 5·106 циклов) при температуре окружающей среды 20 ° С.

202

17; 28,3; 35,1; 33,4; 33; 32,6; 30,3; 29,3; 27,6; 8,33 – годовой фонд скважин

Рис. 3.16. Удельное годовое число обрывов, вероятность безотказной работы насосных штанг (без смены колонны штанг) за период с 1986 по 1995 гг. в среде добываемой жидкости: рН = 5, обводненность более 50 %, минерализация более 150 мг/л (Маячное, Рассветное месторождения НГДУ «Осинскнефть» ПО «Пермнефть»)

Для усталостных испытаний были использованы машины У-20 конструкции ЦНИИТМАШ и машины марки УИМП-10. Результатом обработки опытных данных явились значения пределов выносливости σ–1 , полученные методом «лестницы» [28]. При анализе проведенных исследований (рис. 3.17) выявлено уменьшение напряжения при разрушении с увеличением амплитуды сигнала средства неразрушающего магнитоиндукционного контроля.

Кроме того, послойное измерение твердости выявило наличие у штанг поверхностной зоны с пониженной твердостью. Причем независимо от схемы усталостных испытаний разрушающее напряжение уменьшается с увеличением глубины этой зоны hпт (рис. 3.18).

203

Рис. 3.17. Величина напряжения разрушения в зависимости от амплитуды сигнала средства неразрушающего магнитоиндукционного контроля

Рис. 3.18. Напряжение разрушения при усталостных испытаниях на изгиб с вращением в зависимости от:

а – глубины обезуглероженного слоя hос; б – глубины слоя с пониженной твердостьюhпт; в – минимальнойтвердости HV0,2;

г– и минимальной твердости сердцевины HV0,2серд;

– 20 Н2М (режим термообработки нормализация); | – 20 Н2М (низкотемпературная термическая обработка);

U – 15 Х2НМФ (режим термообработки закалка и высокий отпуск)

205

Рис. 3.18. Окончание

Одновременно установлено уменьшение величины разрушающего напряжения с ростом глубины обезуглероженного слоя hос. Влияние обезуглероживания поверхности иллюстрируется (см. рис. 3.18) также зависимостью разрушающего напряжения от минимальной твердости (min HV0,2), которая характеризует степень обезуглероживания поверхности. Зависимость между твердостью сердцевины (HV0,2серд) и сопротивлением усталости не обнаружена.

Следовательно, эффективность применения технических средств неразрушающего и разрушающего контроля и измерения, использованных для обеспечения долговечности насосных штанг нефтегазодобывающими предприятиями РФ и ближнего зарубежья, подтверждена результатами их практического использования [52, 19, 53,

54, 55].

206

Рис. 4.1. Общий вид внутрискважинного оборудования при глубинно-насосной добыче: 1 – скребок с возможностью поступательного и вращательного перемещения; 2 – центратор; 3 – соединительная муфта насосной штанги; 4 – шток плунжера глубинного насоса; 5 – сквозные окна в цилиндре глубинного насоса; 6 – внутренняя полость глубинного насоса; 7 – плунжер глубинного насоса; 8 – нагнетательный клапан глубинного насоса; 9 – всасывающий клапан глубинного насоса

Расчет гидродинамических усилий от жидкостного трения с поверхностью тела штанги и муфты рассмотрен в [114, 115, 116, 117, 118]. Расчет усилий от совокупного взаимодействия центраторов искребков, а также соединительных муфт с добываемой жидкостью во внутренней полости насосно-компрессорной трубы (НКТ) не рассмотрен. Притом, как показывают расчеты, эти усилия при отсутствии АСПО на внутренней поверхности НКТ одного порядка с усилиями от жидкостного трения с поверхностью тела штанги, а в случае наличия АСПО на внутреннейповерхности НКТ значительно превосходят их.

Далее рассмотрим взаимодействие центраторов, скребков-цен- траторов с жидкостью в колонне НКТ при отборе жидкости глубин-

208