Содержание к диссертации
Введение
1 Особенности эксплуатации штанговых скважинных насосных установок на высокообводненном фонде скважин Западной Сибири 9
1.1 Структура фонда скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками в ОАО «Сургутнефтегаз» 9
1.2 Особенности влияния коррозионного воздействия на металлические конструкции и сооружения 11
1.3 Применяемые методы предотвращения коррозионного разрушения металлоконструкции при воздействии минерализованной воды 19
1.4 Выводы к главе 1 21
2 Анализ влияния обводненности продукции скважин на наработку до отказа подземного оборудования штанговых скважинных насосных установок 23
2.1 Статистический анализ влияния обводненности продукции периодических наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем на наработку колонны штанг до отказа 23
2.2 Влияние компонентного состава добываемой жидкости и попутного газа на рост коррозионных процессов колонны штанг 30
2.2.1 Коррозионная активность основных типов пластовых вод добываемых на нефтяных месторождениях 30
2.2.2 Влияние компонентов попутного нефтяного газа на рост коррозионных процессов поверхности колонны штанг 35
2.3 Выводы к главе
2 3 Исследование эффективности применения штанговых скважинных насосных установок в условиях высокооб водненных наклонно направленных скважин с тангенци альным профилем 40
3.1 Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на частоту обрывов штанг и проектный межремонтный период подземного оборудова ния в наклонно направленных скважинах с тангенциальным профилем 41
3.1.1 Частота обрывов колонны штанг в условиях наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем 41
3.1.2 Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на проектный межремонтный период подземного оборудования высокооб водненного фонда скважин 52
3.2 Расчет места установки центратора в зоне расположения насоса с учетом влияния перепада давления, возникающего в штанговой колонне при такте агнетания 58
3.3 Анализ применения технологии «Стеклопластиковая штанга» в ОАО «Сургутнефтегаз» 70
3.4 Выводы к главе 3 71
4 Исследование смачивания колонны штанг пластовой водой в приустьевой зоне периодического высокообвод ненного фонда скважин на ухудшение ее прочностных характеристик 72
4.1 Модель смачивания колонны штанг высокообводненной продукцией скважины 72
4.2 Экспериментальное определение влияния смачивания и новизны
колонны штанг на рост микротрещин и поверхностной коррозии
4.2.1 Определения влияния смачивания и новизны колонны штанг на процессы поверхностной коррозии 75
4.2.2 Определение влияния процессов смачивания и новизны колонны штанг на развитие сети микротрещин на поверхности с помощью электромагнитного дефектоскопа 84
4.3 Экспериментальное изучение влияние смачивания и новизны колонны штанг на прочностные характеристики колонны штанг при статическом растяжении на разрывной машине ИР-500 91
4.3.1 Общие сведения о механических испытаниях 91
4.3.2 Краткие сведения о современных машинах для испытания образцов на растяжение 95
4.3.3 Определение и анализ влияния смачивания пластовой водой и новизны колонны штанг на прочностные характеристики при статическом разрыве на разрывной машине ИР-500 99
4.4 Разработка технических средств по ограничению влияния коррозионной среды на поверхность колонны штанг и упрочнению муфтовых соединений в условиях больших углов наклона ствола скважины 109
4.4.1 Насосная штанга с винтовым ребром и маслобензостойким покрытием 109
4.4.2 Двухсекционная соединительная муфта колонны штанг 111
4.4.3 Шарнирная муфта насосных штанг 112
4.4.4 Полая насосная штанга с внутренним стержнем 116
4.5 Выводы к главе 4 119
Основные выводы и рекомендации 120
Список использованных источников
- Особенности влияния коррозионного воздействия на металлические конструкции и сооружения
- Коррозионная активность основных типов пластовых вод добываемых на нефтяных месторождениях
- Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на проектный межремонтный период подземного оборудования высокооб водненного фонда скважин
- Определения влияния смачивания и новизны колонны штанг на процессы поверхностной коррозии
Особенности влияния коррозионного воздействия на металлические конструкции и сооружения
Коррозия металла происходит практически во всех случаях, где металл контактирует с коррозионной средой, в частности с минерализованной (пластовой) водой, при этом металл в зависимости от степени и характера нагружения подвергается усталостному разрушению, приводящему к деформации либо разрушению конструкционных изделий (штанги, платформы, трубопроводы и т.д.). При эксплуатации штанговых глубинных насосных установок, особенно когда обводненность продукции скважин больше 80%, колонна штанг подвергается совокупному действию коррозионных процессов и повышенных знакопеременных нагрузок, что приводит к коррозионной усталости металла.
Разрушение металла под воздействием периодических знакопеременных динамических нагрузок и коррозии называется коррозионной усталостью металлов. Представленный тип нарушения структуры металла наиболее часто встречается среди других разновидностей коррозии под напряжением. При нахождении металла в коррозионной среде некоторое время конструкция не выдерживает нормальных для нее ранее напряжений вследствие снижения предела его выносливости [90, 45].
Коррозионная усталость металла сопровождается развитием межкристаллит-ных и транскристаллитных трещин (по границам зерен), которые разрушают металл изнутри [44, 86]. Развитие трещин идет, главным образом, в момент, когда металлоконструкция испытывает нагрузку. Так как коррозионная среда имеет свободный доступ к открытой поверхности металла, сквозь поверхностные трещины она также проникает вглубь металла, интенсифицируя разрушение [16, 81, 25]. Значительное влияние на величину коррозионной усталости оказывают свойства рабочей среды, параметры нагружения, количество примесей в основном металле, температура и др.[19]. С увеличением агрессивности коррозионной среды уменьшается усталостная прочность сплавов.
Опыт применения ШСНУ на высокообводненном фонде Западной Сибири показывает, что наибольшее количество обрывов колонны штанг происходит в приустьевой зоне. Данный факт является одной из причин необходимости изучения вопросов электрохимической коррозии материала колонны штанг, где в качестве коррозионной среды выступает газо-жидкостная смесь с преобладанием пластовой воды, являющейся сильным электролитом, при этом химический анализ пластовых вод Западной Сибири показывает преобладание в составе ионов: хлора, кальция и карбонатов. По имеющимся данным для более детального изучения проблемы электрохимической коррозии металлов осуществляется анализ факторов способствующих данной коррозии в условиях схожих применению штанговых скважинных насосных установок. Одним из схожих примеров является электрохимическая коррозия поверхности морских платформ и судов, подверженных воздействию насыщенной ионами хлора морской водой, что представляет собой аналогию смачивания минерализованной пластовой водой колонны штанг в приустьевой зоне, периодически работающих скважин.
В результате специфических условий строительства и эксплуатации борьба с коррозией на морских промыслах весьма затруднена. Такими условиями являются: частое прекращение незаконченных работ вследствие штормов; большие объемы работ по ремонту защитных покрытий, построенных сооружений, в особенности при коротких межремонтных сроках; разрушение защитных покрытий при транспортировании элементов конструкции; труднодоступные участки, осложняющие противокоррозионные работы при строительстве сооружений и ремонте защитных покрытий (особенно в зоне периодического смачивания) [18]. В результате исследований установлено, что несмотря на коррозионную стойкость конструкционных материалов, являющейся одним из важнейших факторов, влияющих на повышение прочности показателей конструкционных изделий, проблему защиты от коррозии морских нефтепромысловых и гидротехнических сооружений нельзя экономично решить лишь только подбором специальных стойких сталей.
К основным способами борьбы с коррозией относят нанесение металлических и неметаллических защитных покрытий, а также электрохимическая защита металлов, при этом наибольшее распространение получили, хорошо зарекомендовавшие себя в промышленности, неметаллические покрытия, [9]. В результате анализа коррозионных процессов возникающих на морских платформах были выявлены следующие факты:
Засчет воздействия на катодную реакцию восстановления кислорода, как на основной контролирующий коррозию электродный процесс, возможно, увеличить срок службы металлоконструкций сооружений, работающих под циклическим напряжением [64, 101]. Данное увеличение достигается путем применения электрохимической защиты и специально разработанных покрытий.
Защитные лакокрасочные материалы должны иметь способность наноситься по мокрой поверхности при нанесении для защиты от коррозии опор эксплуатирующихся сооружений в зоне периодического смачивания. Для коррозионной защиты данной зоны применяются композиции на основе битума, модифицированная полипропиленом, индустриальным маслом и полиэтиленом. Получен лак КОРС созданный на основе кубового остатка от ректификации стирола (КОРС) и нефтеполимерной смолы. На основе представленного лака разработаны эмали ПС, имеющих различные цвета. Установлено, что улучшение катодной поляризуемости стали и увеличение зоны распространения катодного тока возможно за счет применения цинконаполненных красок в качестве грунтовки в зоне периодического смачивания и подводной зоне. Исследованы металлические цинковые и алюминиевые покрытия, наносимые на сталь различными способами для защиты от коррозии и коррозионной усталости стали. На суше нефтяных и газовых месторождениях также происходит интенсивная коррозия подземного (насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги, обсадные колонны) и наземного (выкидные линии, коллекторы) оборудования и трубопроводов вследствие значительной обводненности скважин, высокой минерализации пластовых вод и наличия в них агрессивных газов [58]. Большая часть пластовых вод находится в связанном состоянии с ионами натрия и являются жесткими, для них характерно наличие значительного количества ионов хлора порядка 70%. Коррозия оборудования обводненных скважин является электрохимическим процессом, протекающим в основном с кислородной деполяризацией. Оборудование скважин распределяют на 3 категории в зависимости от степени их износа. В случае, когда среднегодовая заменяемость труб и штанг составляет не более 20% от всей длины колонны скважины относят к первой категории. К данной категории относят слабокоррозионные скважины, имеющие срок службы оборудования соответствующий амортизационному. В данных скважинах скорость коррозии не превышает 0,4–0,5 мм/год. При среднегодовой заменяемости труб и штанг 20–50% от всей длины колонны скважины относятся ко второй категории, имеющие скорость коррозии порядка 1,0–1,25 мм/год. Третья категория характеризуется скважинами с интенсивной коррозией и среднегодовой заменяемостью труб и штанг выше 50%. В данных скважинах скорость коррозионных процессов составляет – более 2–3 мм/год.
Коррозионная активность основных типов пластовых вод добываемых на нефтяных месторождениях
Одним из видов коррозионного воздействия, встречающийся на месторождениях Поволжья России, это сероводородное коррозионное растрескивание под напряжением (СКРН). Данный вид коррозии обусловлен проникновением в присутствии сероводорода атомарного водорода в металл, выделяющегося на поверхности металла в процессе сероводородной общей коррозии, и вызывающее снижение пластических свойств стали. Рост отдельных трещин, располагающихся в плоскости, перпендикулярной к направлению растягивающих напряжений и приводит к быстрому разрушению труб, работающих под давлением. Данный вид коррозионного разрушения металлов более характерен для упрочненных малопластичных сталей и практически не поддается контролю в рабочих условиях трубопроводов. Исходя из этого растрескивание под напряжением — наиболее опасный вид разрушения, который происходил даже на газопроводах, построенных из труб, обладавших высокими пластическими свойствами в первоначальном состоянии. В настоящее время сероводородное разрушение металла, возникает в основном в объеме ненапряженного металла в виде большого количества мелких трещин, расположенных, как правило, в плоскостях, параллельных сварной трубы. Совокупность таких микротрещин, соединяясь, могут образовывать нарушения в виде ступенек либо лестниц. Ступенчатые нарушения, располагаются на различном расстоянии от поверхности трубы и могут образовать поперечную трещину, ослабляющую сечение трубы или насосной штанги. Образование таких трещин в ненапряженном металле связывают с наличием в нем раскатанных в процессе изготовления труб несплошностей (сульфидные и другие неметаллические включения, газовые поры и т.д.). Выделяющийся в процессе общей электрохимической коррозии атомарный водород, рекомбинируется в молекулярный и накапливается в несплошностях, имеющих вытянутую форму, вызывает зарождение трещин в вершинах несплошностей и развивает значительное местное давление. Рост количества микротрещин может происходить по соседним несплошно-стям и твердым сегрегациям в металле. Данный вид разрушения металл, получил наименование ВИР (водородом индуцированное растрескивание), зачастую сопровождающийся образованием вздутий на внутренней, контактирующей с серо-водородсодержащей средой, поверхности труб. Скопление в подповерхностном слое металла вызывают вздутия давлением молекулярного водорода. Самая высокая скорость коррозии отмечается при совместном присутствии сероводорода и углекислого газа с соотношением Н2S : СО2 = 1 : 3.
Температура рабочих сред оказывает сложное влияние на различные виды коррозионных разрушений. Увеличение температуры в диапазоне от 273 до 333— 353 К возрастает скорость общей коррозии. Представленная закономерность подтверждена экспериментальными данными и объясняется законами электрохимической кинетики. При этом сероводородное растрескивание под напряжением имеет наибольшее значение интенсивности при температурах от 293 до 313 К. Характер и степень минерализации водной фазы газожидкостного потока имеют значительное влияние, как на сероводородное растрескивание, так и на процесс общей коррозии. Повышение степени минерализации в большинстве случаев приводит к усилению скорости общей коррозии с одновременной ее локализацией (язвенная, точечная коррозия). Наиболее опасно присутствие ионов хлора, способствующих коррозионному растрескиванию легированных сталей. В случае, когда коррозия замедляется вследствие образования на корро дирующей поверхности плотного слабопроницаемого нерастворимого в рабочей среде слоя продуктов коррозии, например образование пленки карбонатов при достаточно высоком рН водной фазы, возможно и обратное воздействие минерализации на скорость общей коррозии,.
В составе попутных нефтяных газов встречается азот, соединения с которым в свою очередь классифицируют на соединения основного и нейтрального харак тера. Соединения основного характера представлены преимущественно третич ными соединениями ряда пиридина, хинолина и акридина, и в незначительном количестве первичными ароматическими аминами. Соединения нейтрального ха рактера в нефти представлены в виде порфиринов и их соединений с двумя или более гетероатомами серы, азота и кислорода, нитрилов и амидов кислот, пирро ла, индола, карбазола и их производных. Допускается, что в нефтях преобладаю щими нейтральными азотистыми соединениями являются циклические амиды кислот, у которых атом азота связан непосредственно с ароматическими радика лами. Многие из азотистых соединений используются в качестве флотореагентов, ингибиторов коррозии, эффективных бактерицидов и ПАВ, что необходимо учи тывать при характеристике их физико-химических свойств. Содержащиеся в нефти азотистые соединения могут оказывать серьезное влияние на снижение коррозионных свойств добываемой жидкости.
Исходя из характеристик компонентов попутного нефтяного газа встречаемых на месторождениях России можно сделать вывод, что на большинстве месторождений Западной Сибири развитие газовой коррозии на поверхности колонны штанг в приустьевой свободной от жидкости зоне возможно только лишь за счет СО2. В свою очередь, при обводненности продукции скважин более 80% углекислая коррозия усиливается процессами смачивания минерализованной пластовой водой, являющейся в свою очередь, электролитом.
В результате анализа компонентного состава добываемой продукции скважин в условиях ОАО «Сургутнефтегаз», выявлено, что потенциально возможным источником коррозионного воздействия на колонну штанг в приустьевой зоне периодического высокообводненного фонда скважин является СО2, находящийся в свободном состоянии в составе попутного нефтяного газа, который усиливает свое действие при смачивании минерализованной пластовой водой, являющейся в свою очередь, электролитом.
Выявлено распределение средней наработки колонны штанг до обрыва для различных значений обводненности продукции, скважин, работающих в периодическом режиме. Установлено, что с ростом обводненности наработка колонны штанг до обрыва снижается, причем при значениях обводненности 50 – 70 % она практически одинакова и имеет значения 3105 – 7105 циклов, а при обводненности больше 75% наработка достигает еще меньших значений 1,5105 – 5105 циклов.
Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на проектный межремонтный период подземного оборудования высокооб водненного фонда скважин
Рассмотрим влияние типоразмеров плунжера и колонны штанг, в зоне, прилегающей к насосу на место установки центратора исходя из условия, что установка будет осуществляться в точке теоретического касания штанг о колонну НКТ, при этом точкой касания будет считаться участок, где колонна штанг не будет доходить до НКТ 3 мм, что является запасом хода штанг по результатам расчета. Известно, что средняя глубина спуска ШГН в ОАО «Сургутнефтегаз» составляет 1400 м. Физико-химические параметры добываемой жидкости взяты на примере Верхненадымского месторождения разрабатываемого ОАО «Сургутнефтегаз» и соответствуют средним значениям для жидкости, добываемой в данном регионе (таблица 3.5). Таблицы 3.5 – Физико-химические параметры добываемой жидкости
По имеющимся данным первоначально произведен расчет перепада давления в нагнетательном клапане при такте нагнетания для различных типоразмеров плунжера насоса по формулам (3.36 – 3.41), при этом принимается, что каждый типоразмер обеспечивает подачу, соответствующую работе станка-качалки с длинной хода полированного штока 3 м и числом качаний 4 кач./мин, коэффициент наполнения насоса берется равным 0,9. Внутренние диаметры седел клапанов и диаметры шариков клапанной пары штанговых насосов различных типоразмеров представлены в таблице
Используя полученные данные, осуществлен расчет места установки центра тора, относительно плунжера насоса для различных типоразмеров насоса, диамет ров штанг в зоне, прилегающей к насосу и углов наклона ствола скважин в данной зоне. Расчет осуществлялся с помощью математической программы Maple 15, используя систему уравнений (3.45). Результаты расчетов представлены в виде графиков на рисунках (3.8 - 3.11). Анализ полученных графиков показывает, что на место установки центратора в большей степени влияет диаметр штанг в и угол наклона ствола скважины в зоне установки насоса. Влияние типоразмера штангового насоса при такте нагнетания заключается в величине перепада давления, возникающем в нагнетательном клапане, который меняется на тысячные доли для каждого диаметра плунжера при соблюдении одинакового режима работы насоса. Исходя из этого, по каждому графику выведены усредненные относительно диаметра плунжера кривые зависимости места установки центратора от угла наклона ствола скважины и сводный график зависимости места установки центратора от диаметра штанг и угла наклона ствола скважины в зоне, прилегающей к насосу. Также замечено, что место установки ближайшего центратора предотвращающего касание колонны штанг с НКТ при такте нагнетания сдвигается в противоположную сторону от плунжера с уменьшением угла наклона ствола скважины, причем расчетным путем получено, что максимальный сдвиг не пре вышает 15 м, что обусловлено упругими свойствами применяемых в настоящее время типоразмеров насосных штанг.
Сводный график зависимости места установки центратора от диаметра штанг в зоне расположения насоса и угла наклона ствола скважины к вертикальной оси Более детальный анализ расчетных данных показал, что место установки центратора не зависит от радиального зазора между НКТ и диаметра плунжера насоса, но прямо пропорционально зависит от диаметра штанг. Выявлено, что контакт колонны штанг с НКТ после предполагаемого места установки центратора в зависимости от диаметра колонны штанг и угла наклона варьируется от 1 до 2,5 м, что является определяющей величиной при подборе межцентратор-ного расстояния после первого рассчитанного центратора. Количество центраторов определяется зоной статистической обрывности для рассматриваемого типоразмера насоса в данном регионе эксплуатации. Для условий Западной Сибири данная зона на примере штанговых насосов диаметрами 32, 38, 44 мм составляет от 500 м до глубины установки первого центратора [53].
Таким образом, исходя из приведенной статистики количества обрывов колонны штанг на рисунке 2.2, главы 2, можно сделать вывод, что для эксплуатации относительно более производительных штанговых насосов с диаметрами 38 и 44 мм возможно обеспечить условия безобрывности колонны штанг, путем установки центраторов в зоне прилегающей к насосу, как наиболее опасной зоне данных насосов. Сущность приведенного расчета заключается в ограничении амплитуды изгибающих моментов колонны штанг в данной зоне путем определения наиболее оптимального относительно плунжера места установки центратора. Основными отличительными особенностями данной методики, в сравнении с существующими в настоящее время, является то, что местом установки центратора считается участок колонны штанг, на котором теоретически возможно касание колонны с НКТ при такте нагнетания. Также предложенная методика учитывает перепад давления в нагнетательном клапане, в определенной степени, действующей на осевую силу возникающей в колонне штанг [53].
Предложенный метод компоновки колонны штанг, рассмотренный на примере эксплуатации штангового глубинного насоса в наклонной скважине позволяет уменьшить или исключить негативное воздействие изгибающих моментов в зоне расположения насоса и увеличить межремонтный период глубиннонасосного оборудования в частности высокопроизводительных штанговых насосов в условиях роста обводненности продукции скважин.
В результате анализа применяемых в настоящее время технологий коррозионной защиты замечено, что технологии как металлических покрытий в виде цинковых и хромоникелевых сплавов, так и неметаллических покрытий представленных полиуретаном и эпоксидной смолой неприменимы в условиях постоянных знакопеременных нагрузок, имеющих место при эксплуатации штанговой колонны, вследствие малой эластической прочности [92, 83].
Малая эластическая прочность покрытия способствует растрескиванию покрытия, а в дальнейшем и материала штанг, что приводит к коррозионной усталости металла и снижению предела прочности на разрыв [10]. Статистика обрывов в ОАО «Сургутнефтегаз» показывает большое количество обрывов именно в зонах с большими знакопеременными нагрузками такой, как приустьевая зона колонны штанг обводненного фонда штанговых скважинных насосных установок. Применение стеклопластиковых штанг также имеет недостатки, предел прочности данных изделий имеет меньшие значения, чем металлические аналоги, что доказано практическим применением экспериментальных компоновок в НГДУ «Лянтор-нефть», ОАО «Сургутнефтегаз». Проведенный анализ показал, что во всех представленных компоновках на скважинах: №241, 345, 584, 455 произошел обрыв колонны штанг по телу в приустьевой зоне колонны штанг. Комиссионный разбор причин аварии выявил повышение нагрузки на головку балансира вследствие отложения парафина, по результатам динамометрирования в течение эксплуатации скважин. В ходе эксплуатации данных штанг выявлено, что для борьбы с отложениями АСПО применение горячих промывок установками АДПМ ограничивалось снижением прочностных характеристик стеклопластиковых штанг при повышении температуры больше 80 С. При этом известно, что необходимая для эффективной обработки установкой АДПМ глубиннонасосного оборудования ШСНУ температура составляет 120-150 С. Опыт применения в других нефтяных компаниях таких, как ОАО «Башнефть», ОАО «Татнефть» показывает, что глубины спуска плунжера насоса с использованием стеклопластиковых штанг на участках эксплуатации данных компании значительно меньше (800-1000 м), чем необходимая глубина спуска в Западной Сибири (1400-1500 м), что значительно снижает нагрузку на колонну штанг и, как следствие, снижает риск обрыва.
Определения влияния смачивания и новизны колонны штанг на процессы поверхностной коррозии
При растяжении образцов с площадью поперечного сечения и рабочей (расчетной) длиной строят диаграмму растяжения в координатах нагрузки Р и удлинение
Представленная диаграмма растяжения характеризует поведение металла при испытании на разрыв от момента начала нагружения до разрушения образца (разрыва). На диаграмме выделяют три участка:
Последствий нагружения не обнаружится если образец нагрузить в пределах Рупр, а затем полностью разгрузить. Данный тип деформации испытуемого образца называется упругим. В случае, когда нагрузка будет больше Рупр появляется остаточная (пластическая деформация), которая происходит при возрастающей нагрузке [11]. Пластическая деформация, равномерно распределяясь по всему объему образца, а вместе с ней и наклеп, при дальнейшем нагружении еще больше увеличиваются. При значения нагрузки больше максимального значения Рmax появляется местное утончение образца – шейка в наиболее слабом месте, являющейся концентратором дальнейшей пластической деформации. Вследствие роста шейки несмотря на продолжающееся упрочнение металла нагрузка уменьшается от Рmax до Рk, и происходит разрушение образца при нагрузке Рk. Необходимо отметить, что при этом пластическая деформация остается (Lост)остается, а упругая (Lупр) исчезает.
В настоящее время применяются следующие машины для производства испытаний на растяжение. Машина для испытания на растяжение состоит из трех основных частей [26]: 1. Механизма создающего усилие в испытуемом образце; 2. Механизма для измерения этого усилия; 3. Механизма для создания усилий, который представляет собой либо гидравлический пресс, либо механическую систему, состоящую из червяка, червячного колеса, гайки и винта.
Каждая разрывная машина обязательно должна быть обеспечена механизмом приведения в действие от руки, так как измерение малых деформаций при работе мотора невозможно, даже при наличии двигателя. Наибольшее распространение в производственных условиях получили разрывные машины с максимальной разрывной силой до 50 тонн. Действие нагрузки на образец при гидравлическом устройстве осуществляется с помощью давления жидкости, представляющей собой чаще всего глицерин, воду или масло.
Технические характеристики наиболее распространенных разрывных машин представлены в таблице 4.2. В ходе эксперимента на определение прочностных характеристик опытных образцов производилось растяжение до разрыва на разрывной машине ИР-500 предназначенной для статических испытаний образцов металлов, арматурной стали, образцов из листового и круглого проката на растяжение при нормальной температуре по ГОСТ 7855-8. Таблица 4.2 –Технические характеристики разрывных машин ИР
Данная разрывная машина оснащена системой измерения, позволяющей производить испытания с заданной скоростью нагружения и обеспечивающей измерение перемещения активного захвата и его индикацию, запись результата на самопишущем двух координатном приборе, также машина оснащена торсионным блоком измерения нагрузки. Технические характеристики данной разрывной машины представлены в таблице 4.3 [26]. 4.3.3 Определение и анализ влияния смачивания пластовой водой и новизны колонны штанг на прочностные характеристики при статическом разрыве на разрывной машине ИР-500
Оценка влияния смачивания и новизны полуштанг в ходе эксперимента с погружением в агрессивную среду, представленную пластовой водой, на рост сети микротрещин показывает, что в зависимости от различных комбинации данных факторов, степень роста, как поверхностной коррозии, так и микротрещин меняется в широком диапазоне. Для оценки влияния данных параметров на прочностные характеристики колонны штанг, произведена серия статических растяжений до разрыва каждого образца на разрывной машине ИР-500 [54].
Для возможности проведения эксперимента ввиду того, что данная установка рассчитана на разрыв образцов определенных габаритов, каждый образец был разделен на три части как представлено на рисунке 4.13, таким образом,
Образец полуштанги подготовленный для испытания на статическое растяжение до разрыва чтобы возможно было испытать на прочностные характеристики тело штанги, галтель и соединительные муфты. Перед проведением эксперимента машина была настроена на максимальное значение нагрузки Рmax, соответствующей интервалу сосредоточенной пластиче 100 ской деформации. В ходе эксперимента производилась визуальная фиксация всех этапов проведенных работ результаты, которых представлены на
Также исследованию на критические характеристики подверглись соединительные муфты, являющиеся основными элементами колонны штанг, подвергаемые обрыву в условиях Западной Сибири, по результатам проведенного статистического анализа. В ходе серии статических разрывов, результаты которых представлены на рисунке 4.19 было выявлено, что наиболее уязвимым звеном в системе соединительная муфта–квадрат–галтель является последняя.
Таким образом, запаса прочности соединительных муфт независимо от новизны и условий смачивания достаточно для обеспечения безаварийной работы в составе колонны штанг. Однако на прочностные характеристики данного элемента, в условиях эксплуатации ШСНУ, может влиять такой фактор как уменьшение толщины стенок вызванного силами трения. По результатам проведенного эксперимента, можно предположить, что основной причиной обрывов по соединительной муфте в условиях Западной Сибири является эксплуатация насоса при больших углах наклона ствола скважины от вертикальной оси, что способствует возникновению больших сил трения скольжения, истирающие поверхность муфт в совокупности с механическими примесями [54]. Одним из примеров служит обрыв по соединительной муфте на скважине № 811 Новонадымского месторождения, ОАО «Сургутнефтегаз» представленный на рисунке 2.7 (глава 2). Результаты экспериментального исследования статического разрыва каждого образца представлены в таблице 4.4.
По результатам анализа полученных данных смачиваемая ремонтная штанга имеет меньшую Рmax I=28,5 т, чем несмачиваемая Рmax V=31,6 т несмотря на наличие у последнего критичных микротрещин с большей глубиной проникновения, при этом замечено, что количество некритичных микротрещин первого образца после смачивания агрессивной средой увеличилось, а у пятого образца при продолжительном нахождении в коррозионной среде произошел незначительный рост одной из критичных микротрещин. Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод о том, что для прочностных характеристик одним из определяющих параметров является количество микротрещин. Образец №3 представленный новой смачиваемой штангой имеет практически идентичную максимальную нагрузку до разрыва (Рmax) в сравнении с образцом №4, что прежде всего связано с обрывом последнего по микротрещине так как диаметр штанги в месте обрыва данного образца на 3 мм больше чем у образцов №2 и №3. Значение Рmax для новой смачиваемой штанги составило РmaxIII=30,2 т, для новой не вынимаемой штанги
Похожие диссертации на Повышение эффективности эксплуатации штанговых насосных установок в высокообводненных скважинах
