авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 11 |
-- [ Страница 1 ] --

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего

профессионального

образования

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ФИЛИАЛ УФИМСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО НЕФТЯНОГО

ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА В Г.ОКТЯБРЬСКОМ

МЕЖВУЗОВСКИЙ СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ

Уфа 2004

2 УДК 622.276 ББК 33.36 П 78 Редакционная коллегия:

В.Ш.Мухаметшин (отв. редактор) Н.Д.Зиннатуллина М.С.Габдрахимов Р.Т.Ахметов И.Г.Арсланов Ю.А.Гуторов Р.И.Сулейманов (отв. секретарь) Рецензент Доктор техн. наук, академик РАЕН Л.Е. Кнеллер П 78 Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений:

Межвузов. сб. науч. тр. / Редкол.: Мухаметшин В.Ш. и др.-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. – 588 с.

ISBN 5-7831-0627- В сборнике рассматриваются вопросы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Представлены новые методы, техника и технологии, обеспечивающие повышение нефтеотдачи разрабатываемых нефтяных пластов. Рассмотрены вопросы организации управления производством.

Предназначен для специалистов нефтяной отрасли, преподавателей, аспирантов и студентов вузов.

УДК 622. ББК 33. П © Уфимский государственный нефтяной ISBN 5-7831-0627- технический университет, © Коллектив авторов, НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЕ МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ УДК 622.276.012. ВЫБОР НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ ПЕСОЧНЫХ СКВАЖИН Орекешев С.С. (ТОО «Эмбаведьойл», Республика Казахстан) Султанов Б.З. (УГНТУ, РФ) Проблемы борьбы с песчаными пробками, образующимися в скважине при добыче нефти, освещены в печати достаточно широко.

Большинство авторов предлагают для этой цели использовать противопесочные якори, устанавливаемые ниже плунжерного насоса.

Такой подход к проблеме не позволяет снизить интенсивность образования пробок, так как якорь способствует осаждению песка на забой скважины.

Очевидно, что для борьбы с пескопроявлениями необходимо в первую очередь снизить вынос песка из пласта в ходе движения жидкости к стволу скважины.

Скопление в скважине песка, вынесенного из пласта, можно снизить за счет полного выноса механических примесей из полости НКТ при добыче нефти. Для этого необходимо кроме применения песочного якоря создать условия для удаления песка с минимальным износом скважинного оборудования.

В настоящее время наиболее распространенными при добыче нефти являются штанговые плунжерные насосные установки. По принципу работы плунжерные насосы являются дискретными, так как их работа основана на возвратно-поступательном движении плунжера. В результате за каждый ход плунжера на пласт создается депрессия, которая способствует периодическому интенсивному воздействию на жидкость. В результате пластовая жидкость за счет пульсации в большей степени имеет возможность выносить песок в скважину.

Пульсирующий поток в стволе скважины при откачке нефти также снижает способность жидкости выносить механические взвешенные частицы на дневную поверхность. Штанговый плунжерный насос работает именно в пульсирующем дискретном режиме. Поэтому при добыче нефти из песочных скважин необходимо использовать насосные установки, создающие непрерывный поток скважинной жидкости.

Наиболее благоприятным для песочных малодебитных скважин является винтовая насосная установка с поверхностным приводом. В процессе работы винтовой насос создает практически непрерывный поток в стволе скважины. Это условие благоприятно для выноса песка из скважины, так как не требует дополнительной энергии для страгивания взвешенной частицы песка, что требуется при пульсации потока. Кроме этого, плавное без рывков движения жидкости в пласте способствует снижению выноса песка в ствол скважины.

Проверка высказанных выше предположений была произведена на месторождении Камыскуль Южный, расположенном в Атырауской области Республики Казахстан. На этом месторождении продуктивные пласты, сложенные песками и слабосцементированными песчаниками, размещены на глубине от 100 до 200 метров. Пласты разделены на блоки тектоническими нарушениями. В большинстве случаев при добыче нефти плунжерными насосами образуются песчаные пробки, которые периодически удаляются путем интенсивной промывки скважины.

В 2001 году на нефтяном месторождении Камыскуль Южный для добычи нефти была использована винтовая насосная установка с поверхностным приводом типа УНВП. Так как были получены положительные результаты по экономическим показателям в дальнейшем применение штанговых винтовых насосных установок было расширено. В таблице представлены сравнительные показатели по эксплуатации штанговых плунжерных и винтовых насосов.

В таблице даны скважины, которые эксплуатировались последовательно разными насосными установками. При этом показаны наиболее характерные параметры работы насосов в различных технико геологических условиях.

Анализ результатов, представленных в таблице, показывает, что применение штанговых винтовых насосных установок, как правило, увеличивает срок работы скважины без промывки песчаных пробок. В ряде случаев превышение возрастает в разы. Кроме этого, увеличивается подача насосной установки при правильном выборе насосной пары и глубины спуска насоса. Дополнительно следует отметить, что штанговые винтовые насосные установки требуют затрат энергии на добычу нефти не менее, чем в два раза.

Эксплуатация штанговых винтовых установок на нефтяном месторождении Камыскуль Южный продолжается. На конец 2004 года их число возросло до восьми комплектов. Планируется в будущем в основном эксплуатировать месторождение с помощью штанговых винтовых насосных установок типа УНВП.

УДК 622. ПРЕИМУЩЕСТВА ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ВИНТОВЫМИ ШТАНГОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ Султанов Б.З., Габдрахманов Н.Х., Габдрахимов М.С., Галимуллин М.Л., Габдрахимов Н.М.

(УГНТУ, ОЗНПО, ООО «НГДУ Туймазанефть») В настоящее время число нефтяных добывающих скважин по России составляет свыше 75800, причем 77,8% скважин эксплуатируются с помощью плунжерных скважинных насосных установок. Такое соотношение характерно для многих длительно эксплуатируемых нефтяных ме сторождений. Так, например, эксплуатационный фонд АНК «Башнефть»

насчитывал в г. свыше скважин, из которых 2003 19000 80% эксплуатируются плунжерными скважинными насосными установками. По мере истощения пластовой энергии относительное количество скважин, эксплуатируемых плунжерными штанговыми насосными установками, неуклонно растет.

Опыт эксплуатации показывает, что благодаря широким функ циональным возможностям, простоте конструкции и простоте об служивания плунжерные скважинные насосные установки обладают приемлемой рентабельностью, но наряду с достоинствами, обеспечивающими массовое применение плунжерных скважинных насосных установок в различных эксплуатационно-технологических условиях, имеется целый ряд недостатков, существенно снижающих эффективность их работы:

- большая амплитуда усилий в колонне штанг при ходе вверх и вниз;

- в искривленных и наклонно направленных скважинах возникают значительные силы трения штанг о трубы, которые вызывают износ штанг, штанговых муфт и труб и еще более увеличивают амплитуду нагрузок и максимальные напряжения в штангах;

- переменные по величине усилия в нефтепромысловых колоннах, вибрационные процессы, искривленность скважин вызывают самопроизвольные отвороты штанг и труб с падением (полетами) их на забой скважин.

Наиболее перспективным для эксплуатации малодебитных скважин является использование винтовых насосных установок с поверхностным приводом конструкции УГНТУ. Сопоставление показывает, что применение винтовой насосной установки с поверхностным приводом снижает потребление электроэнергии в 2-3 раза. Металлоемкость оборудования значительно меньше, как следствие монтажные работы по обустройству скважины упрощены и удешевлены в несколько раз по сравнению как с плунжерными скважинными насосными установками, так и электроцентробежными насосными установками.

Винтовая насосная установка с поверхностным приводом типа УНВП предназначена для добычи нефти из скважины, в том числе высоковязких, с аномальными свойствами, с высоким содержанием механических примесей с помощью поверхностного механического привода и винтового насоса.

Для опытно-промышленного испытания в промысловых условиях винтовая насосная установка с поверхностным приводом типа УНВП была внедрена на скважине №2160 ЦДНГ-1 ООО «НГДУ Туймазанефть»

Туймазинского нефтегазового месторождения в июне 2004 года. Указанная скважина эксплуатировалась электроцентробежным насосом ЭЦН 5-1200 с 1975 года. В таблицах 1 и 2 приведены показатели эксплуатации данной скважины с помощью электроцентробежной насосной установкой.

Вследствие постоянного снижения дебита добываемой жидкости, потребовалось изменить способ эксплуатации электроцентробежной насосной установкой на способ эксплуатации плунжерной скважинной насосной установкой. Эксплуатация скважины плунжерным насосом оказалась нецелесообразной, так как было необходимо смонтировать наземное оборудо вание, что потребовало бы дополнительные затраты. В данной скважине из за присутствия воды создается стойкая водонефтяная эмульсия, осложняющая работу плунжерного насоса. Большое потребление электроэнергии станком качалкой также являлось отрицательным фактором.

При внедрении винтовой насосной установки на скважине № ЦДНГ-1 Туймазинского нефтяного месторождения были получены следующие результаты: подача насоса при частоте вращения винта 100 об/мин составила 17 м3/сут, при этом динамический уровень снижен с 194 до 290 м. Работа установки проходит в штатном режиме, мощность привода составляет 7,5 кВт при скорости вращения электродвигателя 1500 об/мин.

Таблица 1 -Параметры эксплуатации скважины № Пласт Clbb Пластовое давление 9,5 МПа Коэффициент продуктивности 0, Статический уровень/Рзатрубн. 90м/0,04 Мпа Динамический уровень/Рзатрубн. 194м/1,1 Мпа Обводненность 97% 13,8 м3/сут Дебит жидкости 0,48 м3/сут Дебит нефти Глубина подвески 989м Интервал перфорации 1080,6...1091,6м Обсадная колонна 146 х 8 мм (от устья до искусственного забоя) Буферное давление 2,5-3,5 Мпа Мощность электродвигателя 22 кВт Таблица 2 -Свойства добываемой жидкости со скважины № 864 кг/м Плотность нефти 1110кг/м Плотность воды 1,05кг/м Плотность газа при н.у.

Давление насыщения 5,31 Мпа 20 м3/м Газовый фактор Вязкость нефти 12,4 мПа*с Температура пласта 18°С Содержание азота 12% Отложение мех. примесей не обнаружено Отложение солей не обнаружено Данные исследований и замеры дебита по скв. №2160 до и после внедрения винтовой насосной установки приведены в таблице 3.

Из результатов, приведенных в таблице 3, в режиме постоянной откачки обводненность добываемой жидкости снижается, так, в период с 15.06.04 по 14.10.04 обводненность снизилась с 97% до 95% это приводит к тому, что добывается дополнительная нефть без дополнительных материальных затрат. При добыче жидкости Qж=17м3/сут, и обводненности 90% добыча нефти составит 1,5 т/сут.

По характеристике винтовые насосные установки имеют много преимуществ по сравнению с плунжерными насосами. Удобны в обслужи вании и эксплуатации, имеют возможность эксплуатации скважин с высоким содержанием (до 2,5г/л) механических примесей и высоким газовым фактором с вязкостью до мПа*с. Удобство (до 60%), 100 (без дополнительных затрат) монтажа - устанавливается непосредственно на колонном патрубке, низкая (7,5 кВт/ч) потребляемость электроэнергии.

Регулирование подачи насоса производится изменением числа оборотов ротора.

Таблица 3 - Данные исследований и замеры дебита по скв. № с винтовым насосом Дата Н дин, м Рзатр, МПа Q жид. М3/сут Обводнен. % Примечания До внедрения 15.06.04 190 0,07 13,8 ВУ в работе 30.06.04 299 0 18,7 ВУ в работе 08.07.04 287 0,04 17 ВУ в работе 15.07.04 276 0,17 16.5 ВУ в работе 30.07.04 270 0,19 16 ВУ в работе 12.08.04 272 0,18 17 ВУ в работе 15.09.04 275 0,15 17 ВУ в работе 14.10.04 280 0,13 17 Для вращения колонны штанг используется специально разработанная новая конструкция поверхностного привода винтовой насосной установки. Поверхностный привод изготавливался на Октябрьском заводе нефтепромыслового оборудования по разработкам ООО «Нафта Сервис». Электродвигатель не ограничен габаритами скважины, вследствие чего он может быть снабжен устройствами для изменения скорости вращения практически в любых пределах.

Винтовая установка состоит из наземного и глубинного скважинного оборудования. В качестве скважинного оборудования использовался винтовой насос. Винтовой насос состоит из корпуса со статором и ротора. Ротор насоса спускается в скважину на колонне штанг диаметром 22 мм, а статор на колонне НКТ диаметром 73 мм, которая закрепляется на колонной головке. Статор насоса спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм под динамический уровень жидкости. Для передачи вращения от поверхностного редуктора к ротору служат насосные штанги диаметром 25 мм. Поверхностное оборудование винтовой насосной установки состоит из устьевого сальникового привентора, вращателя с модульной вставкой и электродвигателя.

В настоящее время опытно-промышленные испытания продолжаются, в результате будет определен межремонтный период работы скважины и на основании чего будет разработана технология применения винтовых насосных установок с поверхностным приводом в дальнейшей их эксплуатации в промысловых условиях. Преимущества винтовых наносных установок по сравнению со скважинными плунжерными насосными установками очевидны. Срок окупаемости установки составляет порядка четыре месяца. Поэтому работы по внедрению винтовых насосных установок с поверхностным приводом типа УНВП будут продолжены.

УДК 628.12. ОСОБЕННОСТИ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ БУРОВЫХ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ Султанов Б.З. (УГНТУ) Каминский С.Г. (ООО «Татнефть – РЭТО») Диагностирование оборудования буровой установки имеет специфические особенности. На буровой установке наряду с роторным оборудованием имеется поршневое, требующее сочетания различных методов диагностирования. Ввиду бедности информации по диагностированию поршневого оборудования на первом этапе основное внимание было уделено исследованию дефектов электроприводов.

При работе бурового насоса общий уровень вибрации складывается из динамики основных движущихся частей роторного вращения и движущихся возвратно-поступательно: электродвигатель, валы и шкивы, передающие вращение, коленвал и первичный вал зубчатого редуктора насоса, поршневая группа.

На спектрограмме видны основные частоты работы бурового насоса 9 МГР, измеренные на его раме: 25 Гц – частота вращения электродвигателя, 2,6 Гц и 5,2 Гц – частоты поршневой группы.

О неравномерности нагрузки на валах бурового насоса и электродвигателя можно судить по снятой на ведущем валу бурового насоса амплитудно-фазо-частотной характеристике. По оси ординат на этом графике показана величина виброскорости и фаза колебаний, а по оси абсцисс-частота оборотов в минуту вала насоса. Видно, что данное время работы насоса частота оборотов на валу вследствие изменения нагрузки менялась с 741,5 об/мин до 747,7 об/мин.

Такое периодическое изменение нагрузки плохо сказывается на всех рабочих частях не только насоса, но и электродвигателя.

Выкидная линия имеет множество гармоник, возбуждаемых пульсацией бурового раствора. Иногда на этих частотах могут возбуждаться различные элементы как буровой вышки, насосного блока, так и нагнетательного трубопровода.

Спектрограммы выявили гармоники пульсации бурового раствора, измеренные на выкидной линии бурового насоса при бурении турбобуром на глубине 1600 м (Туймазинское УБР), где 3,6 Гц – основная частота работы поршневого насоса.

Полученные материалы показывают, что уровень вибрации насосного оборудования буровой превышает нормативные показатели.

Поэтому необходимо создание передвижной станции для контроля за работой оборудования буровой установки.

УДК 622. ИССЛЕДОВАНИЕ УРАВНОВЕШЕННОСТИ СТАНКОВ-КАЧАЛОК Султанов Б.З. (УГНТУ), Нургалиев М.Х. (НГДУ «Бавлынефть», ОАО «Татнефть») Для современной нефтяной компании жизненно важной необходимостью является снижение себестоимости добычи нефти, одним из значимых направлений которой является снижение затрат на электроэнергию и эксплуатацию оборудования.

Установки штанговых глубинных насосов (УШГН) по количеству и затратам на обслуживание в фонде оборудования промысла занимают главенствующее место, а основным залогом их исправного технического состояния и оптимального потребления электроэнергии является уравновешенность станков-качалок (СК).

В НГДУ ОАО нами проведены «Бавлынефть» «Татнефть»

исследования с целью определения состояния уравновешенности станков качалок. Применялся классический метод уравновешивания с помощью токовых клещей (см. рисунок 1) и метод анализа ваттметрграмм с помощью прибора «Тест-СК» фирмы «Вибро-Центр» (рисунок 2).

Получено, что значительное число станков-качалок имеют высокую неуравновешенность (таблица 1). Так как диагностика производилась на произвольно выбранных скважинах и на всех промыслах, то можно говорить о схожей картине по всему фонду скважин в НГДУ, оборудованных УШГН.

Таблица 1- Результаты диагностики СК прибором «Тест-СК»

Количество % Обследовано станков-качалок 121 Неуравновешенность СК - токовыми 99 81, клещами уравновесить невозможно Неуравновешенный фонд - не в допуске 79 65, Получено, что при диагностике неуравновешенности при помощи токовых клещей в 81,8 % нагрузка имела постоянную величину, что считается хорошей балансировкой СК, хотя прибор «Тест-СК» показывал небаланс. Кроме того, неуравновешенность на этих качалках можно было наблюдать и визуально,- при отключении электродвигателя происходил так называемый «полет» грузов. Таким образом, можно утверждать, что классический метод, использующий токовые клещи, для определения неуравновешенности СК, оборудованных асинхронными двигателями, мало пригоден.

Рисунок 1 -Токовые клещи Рисунок 2 - Прибор «Тест-СК»

Таблица 2 - Результаты исследования влияния неуравновешенности станка качалки на потребление электроэнергии.

Коэффициент Снижение расхода Мощ-ность неуравновешенност электроэнергии и (за год) электро Номер Тип СК активная реактивная двигателя, до скв. после кВт баланси- баланси- кВАР кВт-час % % ровки ровки час 1160 СК6 15 0,32 0,94 648 2,75 - 4712 CKDP6 11 0,3 0,54 1051 3,6 876 1, 2850 СКД6 18,5 1,45 1 7537,5 13,7 4850 30, 3873 СКД6 18,5 1,31 0,99 7884 15,3 4016 9, 4490 ПНШ60 18,5 1,48 1,14 2618 9,73 876 3, 2937 СКН5 22 0,25 0,95 2598,4 31 19096 14, 4542 ПНШ60 18,5 2,77 0,91 88 1 2190 1, 2744 СКД8 30 0,52 1,02 88 1 5913 4492 ПНШ60 18,5 0,52 1,02 648 2,9 1786 1, 2737 СКД6 15 0,44 1,04 876 6,5 0 2739 6СК4 18,5 2,29 0,91 263 3 856 1, 311 CK 6 22 0,36 0,9 5893 22 326 10, ПНШ80 431 0,25 0,79 10795,5 42,3 2192 23, 207 CK 6 18,5 5,01 1,1 10873,2 43,3 4839 14, СКН 44 18,5 0,33 0,91 - - 13391 12, 208 CK 6 13 3,05 0,93 2003,8 10,2 1736 26, СКН 238 18,5 0,34 0,95 697 3,4 883 СКН 285 15 0,35 0,83 1773 7,4 280 CK 6 13 4,2 1,3 4624,8 19,9 - ПНШ60 690 0,4 0,95 1896 9,94 - СКН 44 22 0,76 0,91 483,8 2,45 13183 12, 22430 CK 6 15 0,27 1,16 367 1,24 20312 15, 22684 СКН5 30 1,3 1,02 2472 0,4 22432 ПНШ60 18,5 0,78 1 28784 37,7 206279 64, 1957 CK 6 13 0,73 1 19536 18,3 57638 10, 3873 СКН5 18,5 0,2 0,95 14362 25,7 36877 22, 22685 6СК4 15 2,67 1,17 1303,4 5,93 618 0, 10506 CK 6 30 4,5 1,18 2302,3 6,47 728 0, 22614 6СК4 17 3 1,4 560 1,2 566 0, 10590 СКД8 15 0,35 0,54 14544 50,9 7680 6, Средние значения: 3190,3 13,77 11570,8 12, Это объясняется тем, что у асинхронных двигателей ток холостого хода превышает 50 % от номинального значения, и является практически полностью реактивным. В результате СК работают в 65,3 % разбалансированном режиме в допуске»), что увеличивает («не энергопотребление и нагрузку на привод. Исследование СК при внеплановых остановах по заявке промыслов (замена редуктора или опорных подшипников) показало, что в 100 % случаев СК имели коэффициент небаланса в 1,5-2 раза больший, чем допустимый.

По результатам данного исследования было проведено определение влияния неуравновешенности на потребление электродвигателем СК электроэнергии. Для измерения потребленной активной и реактивной электроэнергии (до и после балансировки) использовались счетчики «Альфа-1000». В протокол вносились данные, характеризующие режим работы СК и качество тока в сети, что обеспечивало корректное определение потребляемой мощности. В результате выявлено снижение потребления активной мощности на 0,4-50,9% (в среднем 13,7%) и реактивной на 0,39–64,1 % (в среднем 12,5%) (см. таблицу 2).

Из вышеизложенного следует, что корректное определение неуравновешенности станков-качалок позволяет как улучшить условия их работы (равномерно распределить нагрузку на балансир и т.д.), так и получить существенную экономию активной мощности и снижение реактивной составляющей мощности электродвигателей, что повышает в целом показатели работы электрической сети.

УДК 622. ДИНАМИКА РАБОТЫ ШАРОВОГО ВИБРАТОРА Габдрахимов М.С., Габдрахимова Л.М., Габдрахимов Н.М., Рожок Р.Д (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском, ООО НГДУ «Туймазанефть») Для промывки скважинного оборудования, для воздействия на ПЗС и ПЗП разработано устройство возбудителем колебаний которого является шар.

Конструктивная схема устройства показана на рисунке.

Устройство содержит корпус 1, центральный промывочный канал и боковые промывочные каналы 3, расположенные радиально под определенным углом 1200. На центральном канале 2 расположен шар 4 с возможностью взаимодействия с седлом 5. Дно узла возбуждения колебаний шара выполнен в виде ребер. Верхняя часть устройства оканчивается переводником 6. В процессе циркуляции жидкости за счет образования вихрей вокруг шара 4 последний совершает колебания, которые заключаются в периодическом отрыве шара 4 от седла 5, образованного ребрами. Подъем шара 4 осуществляется за счет наличия под ним ребрами неровностей высотой 3-5 мм, через который протекает жидкость. Скорость потока под шаром 4 больше, чем над ним и вокруг него, в результате чего образуется подъемная сила. Периодическое открытие и закрытие центрального промывочного канала 2 приводит к возникновению двойной циркуляции жидкости. При закрытии центрального канала 2 весь поток промывочной жидкости направляется через сопло, возникает порционный удар струи. При отрыве шара 4 от седла 5 жидкость направляется через центральный канал 2. Диаметр клапанной камеры должен быть больше диаметра центрального канала в 2-3 раза. В этом случае при нижнем положении шарового клапана жидкость свободно проходит к радиальным отверстиям.

1 - корпус, 2 - центральный промывочный канал, 3 - боковой промы вочный канал, 4 - шар, 5 - седло, 6 - переводник, 7 – насадка Устройство с шаровым возбудителем колебаний Амплитуда колебания перепада давления жидкости на устройстве определяется при помощи уравнения Бернулли.

Жидкость, попадающая в устройство, истекает через три отверстия (площади выходных сечений S1,S2,S3 ) и центральное отверстие площадью S4,которое можно рассматривать как отверстие в тонкой стене. Напишем уравнение Бернулли для струй, истекаемых из радиальных каналов и цен трального отверстия.

V 2 Р0 1V12 P V + 1 1, = + + (1) g g 2g 2g 2g V 2 Р0 2V22 P V + 2 2, = + + (2) g g 2g 2g 2g V 2 Р0 1V32 P V + 3 = + +, (3) g g 2g 2g 2g V 2 Р0 4V42 P V + = + +, (4) g g 2g 2g 2g где 1, 2, 3, 4 - коэффициенты Кориолиса для потока жидкости в устройстве, первом, втором и третьем канале, в центральном отверстии соответственно:

V - скорость потока внутри устройства;

g - ускорение свободного - давление внутри устройства;

- плотность промывочной падения;

РО жидкости;

V1,V2, V3,V4- скорости истечений струй;

р - давление жидкости в 1, 2, 3, 4 -коэффициенты призабойной зоне скважины;

суммарных сопротивлений каналов и отверстия.

Коэффициент Кориолиса для установившегося потока определяется режимом течения, который в свою очередь зависит от числа Рейнольдса:

Ud Re = (5), где U- скорость потока жидкости;

d- диаметр трубы;

V кинематическая вязкость жидкости.

Движение жидкости можно рассматривать как установившееся в виду малости размеров устройства и большой величины скорости распространения колебаний в жидкости. Учитывая, что скорость зависит от объемного расхода жидкости Q и внутреннего диаметра устройства d получаем 4Qd Q Re = (6).

d 2 d Расчеты показывают, что движение жидкости в устройстве турбулентное и значения коэффициентов 1, 2, 3, 4 можно принять равными единице.

Сопротивления при истекании через радиальные каналы в основном определяются местными сопротивлениями. Коэффициент сопротивления для конической насадки при оптимальном угле = 13,24° составляет 0,06, столько же, сколько и для отверстия в тонкой стенке, так что 1, 2, 3, можно принять равными.

Скорость жидкости в долоте определяется следующим образом:

Q 4Q U= =. (7) d / 4 d Расход через центральные отверстия и каналы составит также Q.

S1V1+ S2V2+ S3V3+ S4V4 4 =Q, где 4 - коэффициент сжатия струи при протекании через отверстия ( 4 =0,64).

Рассматривая каналы одинаковыми, приходим к следующей системе уравнения:

P P V 2 V (1 ) + =, g 2g 2g P P V 2 V (1 ) + = (8), g 2g 2g 3S1V1+ 4 S4V4 =Q, V=4Q/ d 2.

Откуда получаем Q V1 = V4 = (9), 3S1 + 4 S 42 P-P0= Q 2 (( ) ( )2 ) / 2. (10) d 3S + 4 S УДК 622.276. УДАЛЕНИЕ ПУЛЬСИРОВАННОЙ ПРОМЫВКОЙ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ ОТ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ Габдрахимов Н.М., Габдрахимова Л.М., Купавых С.Б.

(ООО НГДУ «Туймазанефть», ООО «ОЗНПО») Большое содержание парафина в добываемых нефтях вызывает твердые отложения на стенках НКТ, элементах колонны штанг и т.д. По мере отложения парафина происходит потеря производительности УСШН из-за зависания колонны штанг, увеличение нагрузки в точке подвеса штанг, увеличение перепада давления на выкиде насоса. Закономерность отложений парафина на стенках НКТ показывает увеличение их толщины от насоса к устью. Глубина отложений колеблется от устья в пределах от 300...750 м.

Отложение парафина, его интенсивность зависит от состава нефти, содержания воды, термических и гидродинамических условий движения жидкостей в трубах и в насосах, состояния внутренней поверхности НКТ, сил межмолекулярного сцепления кристаллов парафина с поверхностью и между собой.

В настоящее время прилагаются различные способы для удаления парафина: установка на колонне штанг скребков, покрытие внутренней поверхности НКТ лаками, эмалями, остеклованием,подача растворителей АСПО дозаторами, удаление АСПО из НКТ, обсадной колонны и выкидных линий добывающих скважин периодически растворителями и др.

В качестве растворителя применяют горячую нефть, углеводородный растворитель в виде стабильного конденсата и низкие С1-С3 алкиловые спирты или их смеси в качестве поверхностно-активных веществ (ПАВ) и другие смеси.

Проведение работ по удалению АСПО из лифтов скважин необходимо проводить на скважинах, оборудованных ШГН, при увеличении нагрузки балансира на 20-25%.

Применение удалителя АСПО для обработки скважинного оборудования и выкидных линий целесообразно осуществлять по графику, не допуская полного запарафинивания оборудования. Технологические схемы применения удалителя АСПО, состав удалителя АСПО определяются условиями разработки месторождений, способом экс плуатации добывающих скважин, физико-химическими свойствами АСПО, расположением и интенсивностью их образования. Применяют различные схемы подачи удалителя при обработке глубинного оборудования. Может применяться следующая схема подачи удалителя через затрубье по схеме: автоцистерна -задавочный агрегат- затрубное пространство. Обвязка устья скважины при закачке в НКТ осуществляется по схеме “автоцистерна - задавочный агрегат – НКТ”. Прямая промывка НКТ осуществляется на фонтанных и газлифтных скважинах. Промывка через затрубное пространство с последующей циркуляцией удалителя через НКТ осуществляется на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН.

Объем удалителя АСПО, необходимый для промывки лифтов, определяется на основании количества АСПО, отложившихся на стенках НКТ, и концентрации насыщения удалителем АСПО по зависимости:

Q VP = A м3, (1) CH VP- объем растворителя, м3,Q - количество АСПО, т, Сн где концентрация насыщения удалителем АСПО по (определяется лабораторным данным);

А - коэффициент, учитывающий снижение активности растворителя за счет его смешения с нефтью, равный 1,15-1,20.

Количество нефти, необходимой для проведения горячей обработки нефтепроводов, выкидных линий до АГЗУ определяется двухкратным объемом этих объектов.

Вышеприведенные способы обработки скважинного оборудования удалителем АСПО имеют ряд недостатков: при промывке через затрубное пространство скважинное оборудование УСШН и УЭЦН увеличивается расход удалителя АСПО за счет заполнения им затрубного пространства и воздействия на пласт;

не применяется более эффективная технология удаления АСПО -пульсированная промывка оборудования с удалителем АСПО.

На рисунке 1 приведена технологическая схема пульсированной прямой промывки скважинного оборудования УСШН и УЭЦН.

1 - автоцистерна;

2 - насосный агрегат;

3 - обратный клапан;

4 управляемый клапан;

5 - вибратор-пульсатор Рисунок 1 - Принципиальная схема пульсированной промывки скважинного оборудования УСШН и УЭЦН Дополнительными элементами на данной схеме являются управляемый клапан 4, который служит для соединения внутренней полости НКТ с затрубным пространством, устанавливается над насосом, вибратор-пульсатор, устанавливается на выкидной линии насоса, служит для создания пульсации прокачиваемой жидкости.

На рисунке 2 показана конструктивная схема управляемого клапана.

Устройство состоит из составного корпуса 1, который выполнен заодно с цилиндром 4. Корпус устанавливается на колонне НКТ при помощи пере водников 2 и 3. В цилиндре 4 размещен поршень 5, который снабжен уплотнителем 6. Поршень 5 подпирается втулкой 8, который имеет канал 7, сообщающий подпоршневую полость с затрубным пространством. В корпусе 1 предусмотрены отверстия 9, 10. А - камера, соединенная с полостью НКТ, Б -камера, соединенная с полостью НКТ и надпоршневым пространством.

Рисунок 2 - Конструктивная схема управляемого клапана Рисунок 3- Открытое положение управляемого клапана Клапан при положении, приведенном на рисунке 2, разобщает внутреннюю полость НКТ с затрубным. УСШН или УЭЦН при этом работают в обычном режиме.

При обработке скважинного оборудования удалителем АСПО прямым способом, клапан 5 переводят в открытое положение созданием давления агрегатом через затрубное пространство (рис.3). При верхнем положении клапана 5 полость НКТ через отверстия 10 и 7 сообщаются с затрубным пространством тем самым создается прямая циркуляция удалителя АСПО. Работой клапана управляют по давлению жидкости. Для закрытия клапана резко увеличивают подачу насоса. Удалитель АСПО начинает циркулировать через оба отверстия 9 и 10. Под действием гидравлического усилия поршень закрывается:

P3 = P F1, (2) где P1 - давление, при котором закрывается поршень;

F1 - площадь поршня. В свою очередь P = q C Q 2, (3) где р - плотность жидкости;

q- ускорение свободного падения;

С коэффициент пропорциональности;

Q - расход удалителя при котором закрывается клапан, определяется экспериментально.

Предложенное устройство отличается симметричным расположением элементов относительны колонны НКТ, не вызывает дополнительных изгибных и других напряжений. Не создает дополнительных нагрузок при спуске и подъеме НКТ. Клапан позволяет создавать прямую и обратную циркуляцию удалителя АСПО в обычном или пульсированном режиме промывки.

УДК 622. ПОВЫШЕНИЕ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ШТАНГОВЫХ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ Галимуллин М.Л., Купавых С.Б., Габдрахимова Л.М.

(ООО «ОЗНПО», Филиал УГНТУ в г. Октябрьском) Основным элементом штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) является глубинный плунжерный насос. От надежности этого узла зависит экономическая эффективность нефтедобывающих предприятий. Поэтому повышение работоспособности скважинных плунжерных насосов является ключевой задачей в снижении себестоимости добываемой нефти.

АНК «Башнефть» 80 % скважин эксплуатируется ШСНУ, и это количество с каждым годом увеличивается по мере истощения пластовой энергии.

Скважинный штанговый насос предназначен для откачивания из нефтяных скважин жидкости, имеющей следующие показатели:

температуру не более 1300С, обводненность не более 99 % по объему, вязкость не более 0,3 Па·с, минерализацию воды до 10 г/л, содержание механических примесей до 3,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25 % по объему, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацию ионов водорода рН 4,2…8,0.

Первопричиной многих проблем при эксплуатации СШН является специфика его работы, заключающаяся в возвратно-поступательном движении плунжера и колонн штанг и, как следствие, большая амплитуда и величина усилий. Средняя величина погружения насосов под динамический уровень составляет 300 м, что обеспечивает давление на приеме насоса не менее 2,5 МПа. В таблице приведены данные об отказе элементов насосов УСШН.

Статистические данные показывают, что из всего скважинного оборудования на отказы насосов приходится 28 % от общего числа отказов. При рассмотрении поднятых насосов установлено, что в 72 % случаев происходит запарафинивание клапанов и плунжера, в 18 % - износ плунжерной пары. Анализ данных показывает, что отказы практически связаны с заклиниванием плунжеров и выходом из строя клапанных узлов.

Основные причины отказов: пропуск в нагнетательном клапане, забиты клапаны, забит приемный клапан, забит нагнетательный клапан, грязь на приеме насоса, песок в клапанах, пропуски в клапанах, конус опоры и плунжер забиты, заклинка конуса, забита приемная часть насоса, грязь с парафином, клапан забит шламом.

Для увеличения долговечности плунжера штангового глубинного насоса в ОЗНПО при ремонте принята следующая технология. Плунжер дефектуется. Характерные виды износа: изогнутость (бракуется при 0,12 мм на длину плунжера), износ по длине.

Наиболее характерным видом ремонта плунжера является процесс газотермического напыления плунжера износостойким порошком ПР НХ16СРЗ. Процесс нанесения состоит из следующих операций:

• предварительная механическая обработка, • дробеструйная обработка, • газотермическое напыление, • оплавление и последующая механическая обработка.

При газотермическом напылении применяются:

• воздух - в качестве транспортирующего газа;

• пропан и кислород – как плазмообразующие газы.

Толщина напыляемого слоя 1…2 мм. Для более равномерного и медленного остывания изделие помещают в термопенал. В результате напыления на поверхности плунжера образуется твердое (НRC, более 48) износоустойчивое покрытие, которое потом подвергается дальнейшей механической обработке для получения соответствующей чистоты. При механической обработке ориентируются на диаметр готового с ремонта цилиндра, при условии обеспечения заданной группы посадки.

Таким образом, мы определили перепад давления на устройстве при приподнятом шаре. В случае, когда шар закрывает отверстие перепад давления можно определить по той же самой формуле, считая 4 =0.

42 (P-P0)ЗАКР= Q 2 (( ) ( )2 ) / 2. (11) d 3S Из формул (10) и (11) можно определить величину пульсации дав ления Q(6S1 4 S4 + 4 S42 ) 12 P = Q 2 (( ) ( )2 ) / 2 =. (12) 3S1 + S4 4 18 S12 (3S1 + 4 S 4 ) 3S Давление струи на обрабатываемую поверхность определяется следующим образом. Расширением сечения струи можно пренебречь. Сила давления на обрабатываемую поверхность зависит от плотности жидкости, скорости истечения, площади сечения.

Q N = S1V12 = S1 ( ). (13) 3S1 + 4 S При лабораторных и промысловых исследованиях данное устройство показало хорошую работоспособность.

УДК 622. УСИЛЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО Габдрахимов М.С., Хузина Л.Б., Сулейманов Р.И., Шайхулов В.Р.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Бурение скважин вращательным способом сопровождается колебательными процессами, которые существенно влияют на процесс разрушения горной породы. Для усиления осевой составляющей динамической нагрузки на долото предлагается применить следующую компоновку низа бурильного инструмента, состоящую из долота, виброусилителя и колонны бурильных труб (рисунок 1).

Конструкция виброусилителя принята из работы [1]. Конструкция вибратора приводится на рисунке 2. Вибратор состоит из корпуса 1, верхнего переводника 2, штока 3, связанного ниппелем 5 при помощи шпонки 4. Шток 3 в верхней части оканчивается наковальней 6. На штоке также установлен ударник 7 на пружине 8. Внутри корпуса 1 установлена калиброванная втулка 9, внутри которой на оси 11 установлен маятник 10, верхний конец которого выполнен в виде лопасти, нижний конец жестко связан с тарелкой 12. Шток 3 имеет возможность продольного перемещения для пропуска промывочной жидкости при спуске вибратора в скважину.

1- долото;

2 – вибратор;

3 – усилитель;

4 – колонна бурильных труб Рисунок 1-Компоновка низа бурильного инструмента Устройство работает следующим образом. При восстановлении циркуляции струя промывочной жидкости действует на лопасть маятника, выводит его из равновесия, за счет гидравлических сил маятник начинает раскачиваться из одного положения в другое.

При среднем положении тарелка перекрывает проходное отверстие 13 ударника 7, при этом происходит гидроудар, за счет этого ударник наносит удар по наковальне, который передается через шток на долото.

Так происходит создание вибрационных нагрузок на долото.

Динамическая нагрузка на долото, создаваемая данным устройством определяется из усилий, создаваемых вибратором и усилителем.

Величина динамической нагрузки на долото, создаваемая данной компоновкой, определяется следующей формулой:

Pд = Pвибр + Pусил, (1) где Pд - динамическая нагрузка;

Pвибр - нагрузка, создаваемая вибратором;

Pусил - нагрузка, создаваемая усилителем.

1- корпус;

2- верхний переводник;

3 – шток;

4 – шпонка;

5 – ниппель;

6 – наковальня;

7 – ударник;

8 – пружина;

9 – втулка;

10 – маятник;

11 – ось;

12 – тарелка Рисунок 2 - Вибратор для бурения скважин В свою очередь, эти нагрузки определяются следующим образом:

n Pвибр = Pвибр F, Pуcил = Fi Pусил, (2) i = где Pвиб = сV - перепад давления создаваемый вибратором;

c - скорость распространения гидроударных волн;

- плотность промывочной жидкости;

V - скорость движения промывочной жидкости;

Pусил - перепад давления, создаваемый ступенью усилителя;

Fi - площадь поршня усилителя;

F - площадь поперечного сечения вибратора.

Pусил = P1 K = gQ 2 K, (3) где P1 - перепад давления на одной ступени, K - количество ступеней усилителя, - коэффициент пропорциональности, - ускорение g свободного падения, Q - расход промывочной жидкости.

Тогда суммарный перепад давления определится следующим образом:

P = Pвибр + Pусил = сV + gQ 2 K. (4) Окончательно после подстановки (2), (3), (4) в (1) получим:

Pд = сV F + gQ2 K Fi. (5) Таким образом, применение данной компоновки позволяет в 3… раза усилить динамическую нагрузку на долото.

_ 1 Султанов Б.З., Габдрахимов М.С., Сафиуллин Р.Р., Галлеев А.С.

Техника управления динамикой бурильного инструмента при проводке глубоких скважин. – М.: Недра, 1997. – 165 с.: ил.

УДК 622. ЛАБОРАТОРНЫЙ СТЕНД ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ВИБРАЦИИ НА МЕХАНИЧЕСКУЮ СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ Л.Б. Хузина (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском) Одним из ключевых факторов бурения нефтяных и газовых скважин является эффективное использование энергии. В связи с этим исследование процессов, способствующих уменьшению энергозатрат при бурении, приводящих к увеличению механической скорости, становится актуальной задачей.

Исследования многих ученых были посвящены вопросам изучения влияния вибрации на механическую скорость бурения. Для исследования данного вопроса применялись различные стенды, описанные в работах [1,2]. Характерным для стендов является наличие вибратора, бурового инструмента, образца разбуриваемой породы. Предусматривается система промывки для удаления шлама с забоя. Измерительная система представлена в виде ходографа, электротахометра, шлейфового осциллографа, датчика осевой нагрузки, усилительной аппаратуры.

Лабораторные исследования проводились для области частот работы гидроударных механизмов, ограниченной значением 100 Гц.

Коллективами ведущих научно-исследовательских организаций и институтов были разработаны различные конструкции гидроударных механизмов и вибраторов с диапазоном частот от 5 Гц до 4500 Гц.

Из приведенных данных видно, что лабораторные исследования были проведены в диапазоне до 100 Гц включительно, тогда как конструкции гидроударных механизмов и различных вибраторов, по мнению разработчиков, эффективно разрушающих горные породы имеют интервал частот от 5 Гц до 4500 Гц. Необходимы новые лабораторные исследования по определению влияния вибрации на механическую скорость бурения с более широким частотным диапазоном.

На кафедре НПМО ОФ УГНТУ проводятся экспериментальные исследования влияния вибрации на механическую скорость бурения на лабораторном стенде. Схема лабораторного стенда приведена на рисунке 1.

1 – стол;

2 – стойка;

3 – ползун;

4 –образец разбуриваемой породы;

5 – вибратор;

6 – индентор;

7 – нагрузочное устройство;

8 – вибродатчик;

9 – АЦП;

10 – электронный счетчик сигналов Рисунок 1- Схема лабораторного стенда Лабораторный стенд состоит из стола 1, стойки 2, ползуна 3, образца разбуриваемой породы 4, вибратора 5, индентора 6, нагрузочного устройства Для измерения параметров вибрации применялась 7.

измерительная система лабораторного стенда, представленная вибродатчиком 8, аналого-цифровым преобразователем 9, электронным счетчиком сигналов 10.

Экспериментальные работы проводились путем воздействия вибратора на горную породу при статической и динамической нагрузке. В качестве образцов горной породы были выбраны гранит и мрамор, как породы, обладающие высокой категорией твердости. Индукционный вибропреобразователь преобразовывал механические (вибродатчик) колебания в электрические сигналы, пропорциональные виброскорости.

При измерении амплитуды сигналы с вибродатчика через интегратор поступали на аналого-цифровой преобразователь (АЦП). Выходной сигнал АЦП подавался на вход электронного счетчика и фиксировался затем на цифровом индикаторе.

При проведении лабораторных испытаний контролировались следующие параметры: частота ударов, амплитуда динамической и статической нагрузки, глубина внедрения, время внедрения, величина мощности вибратора.

Экспериментальные значения являются случайными величинами и для обработки результатов применялись методы и законы теории погрешностей и математической статистики.

Лабораторные исследования позволили получить зависимость механической скорости внедрения индентора от частоты и сделать вывод, что из исследуемых ударно-вращательного и ударного режимов, наиболее оптимальным является ударно-вращательный режим с частотным диапазоном, ограниченным значением 100-200 Гц.

Таблица Результаты исследования внедрения индентора в гранит от частоты воздействия при ударно-врашательном режиме Vср 103 Vувр103 м/с Vувр 103 V ср увр м/с м/с м/с V увр1 V увр 2 V увр 3 Vувр V увр V увр1 V увр 2 V увр, Гц № 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2 5,000 0,340 0,350 0,370 0,380 0,360 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 3 9,000 2,630 2,660 2,670 2,680 2,660 0,030 0,000 0,010 0,020 0,015 0, 4 18,000 2,480 2,490 2,510 2,520 2,500 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 5 25,000 2,980 2,990 3,010 3,020 3,000 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 6 32,000 3,460 3,500 3,510 3,530 3,500 0,040 0,000 0,010 0,030 0,020 0, 7 41,000 3,410 3,420 3,440 3,450 3,430 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 8 54,000 4,410 4,450 4,460 4,480 4,450 0,040 0,000 0,010 0,030 0,020 0, 9 66,000 5,960 5,970 5,990 6,000 5,980 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 10 78,000 6,270 6,300 6,310 6,320 6,300 0,030 0,000 0,010 0,020 0,015 0, 11 85,000 6,260 6,270 6,290 6,300 6,280 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 12 90,000 6,420 6,430 6,450 6,460 6,440 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 13 100,000 6,490 6,500 6,520 6,530 6,510 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 14 115,000 6,320 6,350 6,360 6,370 6,350 0,030 0,000 0,010 0,020 0,015 0, 15 129,000 5,980 5,990 6,010 6,020 6,000 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 16 135,000 5,910 5,920 5,940 5,950 5,930 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 17 145,000 5,730 5,740 5,760 5,770 5,750 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 18 155,000 5,580 5,590 5,610 5,620 5,600 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 19 170,000 5,520 5,528 5,530 5,540 5,530 0,010 0,002 0,001 0,011 0,006 0, 20 189,000 5,380 5,390 5,410 5,420 5,400 0,020 0,010 0,010 0,020 0,015 0, 21 206,095 5,170 5,188 5,400 5,443 5,300 0,130 0,112 0,100 0,143 0,121 0, 22 225,119 5,161 5,168 5,185 5,194 5,177 0,016 0,009 0,008 0,017 0,012 0, 23 234,632 5,400 5,407 5,423 5,432 5,415 0,015 0,009 0,008 0,016 0,012 0, 24 263,168 5,117 5,121 5,137 5,146 5,130 0,014 0,009 0,007 0,016 0,011 0, 25 282,193 5,086 5,093 5,110 5,111 5,100 0,014 0,007 0,010 0,011 0,011 0, Таким образом, разработанный лабораторный стенд позволяет определить влияние частоты вибрации на механическую скорость бурения для различных горных пород.

Список литературы 1 Воскресенский Ф.Ф., Кичигин А.В., Славский В.М., Славский Ю. Н., Тагиев Э.Н. Вибрационное и ударно-вращательное бурение.- М.:

Гостоптехиздат, 1961.- 243 с.

2 Мавлютов М.Р. Разрушение горных пород при бурении скважин. М.: Недра. 1978 – 215 с.

УДК 621. РАЗРАБОТКА КОМПОНОВОК КОЛОННЫ ШТАНГ С АМОРТИЗАТОРОМ КРУТИЛЬНЫХ КОЛЕБАНИЙ Габдрахимов М.С., Султанов Б.З., Давыдов А.Ю., Габдрахимов Н.М.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском, УГНТУ, ООО «НГДУ Туймазанефть») Для выбора амортизатора крутильных колебаний с оптимальными параметрами ставится задача о крутильных колебаниях скважинного оборудования винтовых насосных установок с поверхностным приводом, вызванных падающей зависимостью коэффициента трения винта о резиновую обойму статора. Работа амортизатора крутильных колебаний с резиновым упругим элементом описывается вязко-упругой моделью.

Расчетная схема компоновки приведена на рисунке 1.

Поставленная задача описывается системой уравнений:

для колонны штанг 2 2 =a, (1) t t 2 x для амортизатора d 2 a ) + h d + C a ( a = M kp.

a Ia x =l x =l t a (2) dt dt Начальные условия:

(t ) t =0 = a (t ) t =0 = (t, x) t =0 = 0.

1 (3) d a d = = t = 0 = 0.

t =0 t = t 2 (4) dt dt Граничные условия:

= 0 = const t = t 1 (5) = Ca ( a ), GI p x =l x =l x 2 (6) r 0, M kp = 4rв2lв P r + arccos в в rв + 0, t 32 ж geDT (7) (eDT ).

250 + гo t где a - угол закручивания амортизатора крутильных колебаний, I a - момент инерции амортизатора, C a - жесткость упругого элемента амортизатора, ha - коэффициент вязкого трения амортизатора, l - длина колонны штанг, - угол закручивания винта.

Уравнение (6) является условием сшивания уравнений (1) и (2).

Полученные уравнения решаются сеточным методом, т. е. путем замены дифференциальных уравнений соответствующими разностными уравнениями.

Рисунок 1 – Расчетная схема для определения параметров амортизатора, установленного над винтом насоса (0...t ;

0...l ) Область интегрирования заменяется набором равноотстоящих узлов (t i ;

x j ).

ti = it (i = 0,1,...m);

(8) x j = jx( j = 0,1,...n), (9) где t – шаг разбиения по времени, x – шаг разбиения по длине колонны.

i (t, x) заменяют сеточной функцией u j :

Функцию u ij = (t i, x j ) = (it;

jx). (10) a (t ) заменяют функцией v :

i Функцию vi = a (ti ) = a (it ). (11) wi :

Функцию (t ) заменяют функцией wi = (ti ) = (it ). (12) Уравнения (58) – (64) заменяются разностными аналогами:

u ij+1 2u ij + u ij1 u ij+1 u ij u ij +1 2u ij + u ij =a ;

t x t (13) 2 v i +1 2v i + v i 1 v i v i 1 u n u n ( ) i i + C a v u n + ha t t = M kp ;

(14) i i Ia t начальные условия примут вид:

u 0 = v 0 = w0 = 0, 1 (15) j u1j u 0 v1 v 0 w1 w = = = 0;

j t t t 2 (16) граничные условия:

u0 u i i = 0, t 1 (17) u n u n = Ca (v i u n ), i i i GI p x 2 (18) r 0, M kp = 4 rв2 l в P arccos в r w i w i 1 в rв + 0, t 32 ж geDT 2 (19) w i w i (eDT ).

250 3 г o t Для решения этих уравнений, как и во второй главе, был разработан алгоритм, на основе которого написана программа на языке Delphi, позволяющая получать результаты расчетов в графическом и табличном виде.

Результаты решения при следующих значениях: модуль сдвига G=8,05108 Н/м2;

материала штанг плотность материала штанг ш=7815 кг/м3;

натяг винта =0,1 мм;

диаметр штанг dш=0,022 м;

диаметр винта dв=0,06 м;

длина колонны штанг Lш=1000 м;

длина винта Lв=2 м;

коэффициент сопротивления =2;

рабочее давление насоса Pн=6106 Па;

частота вращения привода n=100 об/мин;


жесткость упругого элемента амортизатора C a =2800 Нм/рад;

коэффициент вязкого трения амортизатора ha =0,88 Нмс/рад.

, 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18, Рисунок 2 – Зависимость крутящего момента от времени при включении в компоновку амортизатора, установленного над винтом насоса Неравномерность крутящего момента при включении в компоновку колонны штанг амортизатора крутильных колебаний, установленного над винтом насоса, составила m=0,71, что в 2,5 раза меньше неравномерности момента без амортизатора.

Расчетная схема компоновки при установке амортизатора под полированным штоком приведена на рисунке 3.

Поставленная задача описывается системой уравнений:

для колонны штанг 2 2 =a, (20) t t 2 x для амортизатора d 2 a d d + C a ( a ) + ha a = Ma;

Ia (21) dt 2 dt dt начальные условия:

(t ) t =0 = a (t ) t =0 = (t, x) t =0 = 0, 1 (22) d a d = t =0 = = 0.

t =0 t = t 2 (23) dt dt граничные условия:

= C a ( a ).

GI p x = 1 (24) x r 0, = 4rв2 l в P arccos в GI p r x =l x в x =l rв + 0, t 2 (25) 32 ж geDT (eDT ), 250 x =l 3 г o t d = 0 = const, где - угол вращения полированного штока, dt остальные обозначения те же, что и в предыдущей задаче.

Рисунок 3 – Расчетная схема для определения параметров амортизатора, установленного под полированным штоком Уравнение (24) является условием сшивания уравнений (20) и (21).

Полученные уравнения также решаются сеточным методом, т. е.

путем замены дифференциальных уравнений соответствующими разностными уравнениями.

Система уравнений решается по алгоритму, схожему с алгоритмом предыдущей задачи.

Результаты решения при тех же значениях:

- жесткость упругого элемента амортизатора C a =2800 Нм/рад;

- коэффициент вязкого трения амортизатора ha =0,88 Нмс/рад.

момент,Нм 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 время, с Рисунок 4 – Зависимость крутящего момента от времени при включении в компоновку амортизатора, установленного под полированным штоком Неравномерность крутящего момента при включении в компоновку колонны штанг амортизатора крутильных колебаний, установленного над винтом насоса, составила m=0,73, что в 2,4 раза меньше неравномерности момента без амортизатора.

УДК 621. КОНСТРУКЦИЯ АМОРТИЗАТОРА КРУТИЛЬНЫХ КОЛЕБАНИЙ ШТАНГОВОЙ КОЛОННЫ УНВП Габдрахимов М.С., Давыдов А.Ю.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Для гашения крутильных колебаний разработан амортизатор крутильных колебаний (рисунок 1). Амортизатор состоит из вала 6, переводников 1 и 10. Вал 6 соединен с втулкой 4 при помощи упругих демпфирующих связок, представляющих собой набор дисков 7 и 9, зацепляющихся выступами, между которыми положены резиновые демпфирующие кольца 8, имеющие отверстия под выступы дисков. Вал установлен на опорных подшипниках скольжения 5 при помощи гайки 3 и стопорного устройства 2. Переводники 1 и 10 имеют соединительную резьбу.

Вал 6 воспринимает осевую нагрузку, а крутящий момент передается через упругие демпфирующие связки, резиновые кольца которых гасят крутильные колебания.

Жесткость и коэффициент вязкого трения упругого элемента амортизатора выбирались путем исследования процесса работы скважинного оборудования винтовых насосных установок с поверхностным приводом, включающего данный амортизатор.

1 – переводник;

2 – стопорное устройство;

3 – гайка;

4 – втулка;

5 – опорные подшипники скольжения;

6 – вал;

7 – диски;

8 – резиновые демпфирующие кольца;

9 – диски;

10 – переводник Амортизатор крутильных колебаний УДК 621. УСОВЕРШЕНСТВОВАННАЯ КОНСТРУКЦИЯ ОПОРЫ ВАЛА НАСОСА НПВ Петров В.А., Петрова Л.В., Петров В.В., Булгаков Р.Ф., Рыльцов А.В.

(Филиал Уфиского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Работа центробежных насосных агрегатов, применяемых в системе сбора и подготовки скважинной продукции (цех ППН), а также при закачке воды в пласт (цех ППД), сопровождается вибрацией и нагревом трущихся пар в опорах, повышенный уровень которых в последующем приводит к неисправностям - отказам машин. Причины возникновения отказов в этих насосах распределяется следующим образом: износ деталей пар трения – 50 %, плохая центровка – 30 %, механические дефекты – %, электромагнитные и прочие – 3 %.

Модернизацию оборудования можно проводить по двум основным направлениям: интенсификация технологических режимов эксплуатации с целью увеличения производительности;

повышение надежности и износостойкости узлов машин. Среди основных направлений усовершенствования можно выделить следующие:

- применение новых материалов для отдельных узлов и деталей машин и механизмов;

- применение современных методов обработки поверхностей;

- нанесение износостойких и коррозионностойких покрытий на ответственные детали;

- увеличение точности обработки поверхностей трущихся пар;

- изменения конструкции, улучшающие работу отдельных узлов и всего механизма в целом.

По данным лабораторий диагностики насосного оборудования, величина расцентровки валов насосных агрегатов возникает вследствие износа втулок опорных подшипников скольжения.

В состав нефтеперекачивающего комплекса насосных станций входят подпорные вспомогательные насосы типа НПВ. Из анализа эксплуатации этих насосов видно, что на промежуточный подшипник приходится от 20 % до 30 % отказов.

Подшипник скольжения насоса НПВ работает при значительных удельных нагрузках и высоких скоростях, что приводит к его изнашиванию, увеличению зазоров в сопряжении вала с опорой и к появлению биения и вибрации вала. На рабочей поверхности образуются зазоры и трещины, а также происходит отслаивание антифрикционного сплава от вкладыша подшипника. Подшипник выполнен в виде втулки полого цилиндра (биметалл сплава БрА9ЖЗЛ ГОСТ 492-79). Характерно также возникновение тепловых деформаций в подшипниковых опорах, ослабление жесткости рамы, износа фундамента, ослабление креплений потерями мощности и к.п.д. всего насосного агрегата.

В усовершенствованной конструкции насоса НПВ смазывающий эффект для промежуточных подшипников скольжения в опорах вала достигается за счет поступления (попадания) перекачиваемого рабочего агента – нефть - для жидкостного трения при вращении.

Для этого предлагается левая нарезка винтовая (проточка) трехзаходная на внутренней поверхности опорной втулки подшипника скольжения.

Усовершенствованный подшипник имеет ряд преимуществ:

- увеличивает способность подшипника пропускать достаточный объем перекачиваемой жидкости между валом и втулкой, тем самым обеспечивает лучшее охлаждение трущихся поверхностей в опоре вала;

- появляется возможность постоянного вымывания механических частиц из области трения;

уменьшение площади механического контакта трущихся поверхностей;

- уменьшается сила сопротивления трения.

Смазка в таких опорах усовершенствованной конструкции при вращении вала насоса значительно уменьшает энергетические потери на трение, охлаждает трущиеся поверхности и снижает интенсивность изнашивания пары трения в подшипнике скольжения и соответственно увеличивается межремонтный период насоса НПВ.

УДК 622.233. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ДИНАМИКИ РАБОТЫ ГИДРОУДАРНИКА Габдрахимов М.С., Сулейманов Р.И., Рожок Р.Д.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском) Гидроударник для бурения скважин состоит из корпуса, переводника со штоком и наковальней, верхнего переводника. Внутри корпуса размещается боек, внутри которого размещен клапанный узел. Переводник со штоком имеет возможность продольного перемещения относительно корпуса, осуществляемые шпоночным соединением.

Основной параметр при аналитическом исследовании выбирается импульс удара, возникающий при взаимодействии бойка и наковальни.

Цикл движения бойка гидроударника складывается из трех фаз:

а) движение бойка вниз (рабочий ход);

б) удар бойка о наковальню;

в) движение бойка вверх (холостой ход).

Движение бойка в первой (рисунок 1) и третьей фазе рабочего цикла (рисунок 2) происходит под действием следующих сил:

- гидравлической нагрузки Рг;

- силы упругости пружины FY;

силы тяжести бойка G1;

Дифференциальное уравнение перемещения бойка имеет вид сQ d2 y (1 + sin ( t ) ) m1g + k ( fСТ + L y ), m1 2 = Р Г G1 + FУ = (1) dt где m1- масса бойка, g-ускорение свободного падения, k-жесткость пружины, y-рабочий ход пружины, fСТ – величина статического поджатия пружины. L- расстояние от бойка до наковальни в статическом положении.

t-время, -круговая частота гидравлической нагрузки;

-плотность жидкости;

с- скорость распространения ударной волны;

Q-объемный расход жидкости.

После интегрирования уравнения (1) и ввода обозначений:

cQ cQ (L + fСТ ), k k D= А = g + 2 =, 2m 2m1 m1 m определяется перемещение бойка y = C1 cos(t ) + C 2 sin(t ) + sin(t ) A D + (2) 2 2 и его скорость D v = y = С1 sin (t ) + С 2 cos(t ) + cos(t ).

& (3) Рисунок 1 - Схема действия сил Рисунок 2 – Схема действия сил при перемещении бойка вниз при перемещении бойка вверх Для рабочего хода бойка постоянные интегрирования С1, С2 в формуле (2) определяются из следующих начальных условий:

у |t =0 = L, y |t =0 = 0.

& (4) После подстановки и преобразования постоянные интегрирования примут вид:

A С1 = L, (4) D C2 = ( ). (5) 2 0, Движение бойка у, м 0, 0, 0, 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0, Время t, с Скорость бойка v, м/с - 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0, - - - - - Время t, с Рисунок 3- Графики изменения положения, скорости бойка Удар бойка о наковальню рассматривается вязким, так что некоторое время после удара боек остается прижатым к наковальне.

Дифференциальное уравнение для движения бойка вверх описывается аналогично (1), но при других граничных условиях:

у |t = t1 + t 2 = 0, y |t = t1 + t 2 = 0, & (6) t1, t где - длительность первой и второй фазы бойка соответственно.


Динамическое действие гидроударника характеризуется импульсом удара, равным S = mv, (7) где v-скорость бойка в момент удара, м/с.

Расчеты проведены при следующих параметрах системы: 1)расход жидкости Q=0,005…0,02 м3/с;

2)жесткость пружины СПР=10000… Н/м;

3)масса бойка 15 кг;

4)ход бойка 0,05 м.

Рисунок 3– График зависимости импульса удара от жесткости пружины Рисунок 4 - График зависимости импульса удара от расхода жидкости Результаты расчетов синтезированы в виде графиков, представленных на рисунках 4 и 5, из которых видно, что импульс удара возрастает с 19, Нс до 130 Нс при увеличении жесткости пружины с 10000 Н/м до Н/м (расход жидкости составляет 0,015 м3/с), а импульс удара увеличивается с 46 Нс до 103 Нс при возрастании расхода жидкости с 0,005 до 0,011 м3/с и снижается с 103 Нс до 87 Нс при возрастании расхода жидкости с 0,011 до 0,020 м3/с (жесткость пружины 30000 Н/м).

УДК 622.233. ИССЛЕДОВАНИЕ РАБОТЫ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА, ОСНАЩЕННОГО НАДДОЛОТНЫМ ВИБРАТОРОМ Габдрахимов М.С., Сулейманов Р.И., Габдрахимов Н.М., Хузина Л.Б.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском, ООО «НГДУ Туймазанефть») Повышение показателей бурения, увеличение механической скорости и проходки на долото достигается установкой в нижней части бурильного инструмента наддолотного вибратора. Оптимизация и регулирование параметров вибратора необходимы для улучшения характеристик работы бурильного инструмента.

Для исследования оптимальных параметров вибратора и его влияния на работу бурильной колонны необходимо составление математической модели, отражающей работу бурильного инструмента, оснащенного наддолотным вибратором.

При разработке математической модели используются следующие допущения:

а) бурильная колонна представлена в виде однородного стержня;

б) шток вибратора, соединенный с долотом, рассматривается как сосредоточенная масса;

в) корпус вибратора, соединенный с колонной труб, рассматривается как сосредоточенная масса;

г) верхняя часть бурильной колонны рассматривается свободной;

д) взаимодействие долота с забоем рассматривается вязкоупругим.

Наибольший эффект работы вибратора, совместно с бурильным инструментом, достигается при создании максимального воздействия на забой скважины.

1- колонна бурильных труб;

2 – разделитель;

3 –боек с размещенным внутри него клапаном;

4 – пружина;

5-шток с наковальней и долотом;

6 – забой скважины Рисунок 1 – Расчетная схема компоновки бурильного инструмента, оснащенного наддолотным вибратором Продольные колебания бурильного инструмента описываются дифференциальным уравнением 2U U 2 U + 2 a 2 = 0, (1) t 2 t x где U - упругое смещение бурильной колонны в момент времени относительно положения статического равновесия, - коэффициент v сопротивления, a - скорость распространения звука в материале труб, t- время, x- координата рассматриваемого сечения.

Уравнение продольного перемещения штока записывается следующим уравнением:

2Y Y Z Y + C1 (Z Y ) + µ М 2 = C2 Y µ 2 t t t t (2) Y U C3 (Y U x = 0 ) µ x = 0, t t где C1, C2, C3 -соответственно жесткость пружины, жесткость забоя, жесткость разделителя;

µ1, µ2,, µ3 - соответственно коэффициент вязкого сопротивления пружины, забоя, разделителя, М - масса штока с наковальней и долотом, Y - координата наковальни, U –координата колонны бурильных труб.

Уравнение продольного перемещения бойка представляет собой следующее выражение:

2Z Z Y m 2 = P sin ( t ) C1 (Z Y ) µ1, (3) t t t где Z -координата бойка, m -масса бойка, P -амплитуда гидравлической силы, -круговая частота изменения гидравлической нагрузки.

Граничные условия для бурильной колонны выбираются следующими:

а) перемещение нижнего участка бурильной колонны записывается выражением U ) µ3 Y U (Y U EF x = 0 = C3 x=0, (4) x = x t t где Е – модуль упругости материала труб, F – площадь поперечного сечения труб;

б) бурильная колонна считается бесконечно длинной, колебания колонны затухают на бесконечности:

x = 0.

U (5) Результат поставленной задачи предлагается искать в комплексной форме. Для этого гидравлическая сила Р·sin(·t) заменяется на Р·еi··t.

После подстановок, преобразований и упрощений получается формула для определения нагрузки на забой, создаваемой вибратором на забой скважины.

(С 2 + µ 2 i ) P R1 (R3 EFk ) e i t Pzab = (R1 m 2 )(R3 EFk )(R1 + R2 + R3 M ) R3 2 ) R12 (R3 EFk ) (, (6) где R1=C1+µ1·;

R2=C2+µ2·;

R3=C3+µ3·;

k=(2-2·i··)/a2.

График зависимости изменения нагрузки на забой от массы бойка Р за б-н а г р у зк а н а за бо й, Н 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 m-масса бойка, кг Кпруж=30000 Н/м Кпруж=10000 Н/м Кпруж=60000 Н/м Рисунок 2 - График зависимости изменения нагрузки на забой от массы бойка Рзаб-нагрузка на забой, Н Кпруж-жесткость пружины, Н/м Ргидр=13600 Н Ргидр=8160 Н Ргидр=19040 Н Ргидр=24480 Н Рисунок 3 - График зависимости изменения нагрузки на забой от величины жесткости пружины График зависимости изменения нагрузки на забой от расхода жидкости Рзаб-нагрузка на забой, Н 0.002 0.004 0.006 0.008 0.01 0.012 0.014 0.016 0.018 0. Q-расход жидкости, м3/с Кпруж=30000 Н/м Кпруж=10000 Н/м Кпруж=60000 Н/м Рисунок 4 - График зависимости изменения нагрузки на забой от расхода жидкости Решение данной задачи позволяет выбрать параметры вибратора для создания оптимальной динамической нагрузки на забой скважины.

На рисунках 2,3,4 представлены зависимости изменения нагрузки на забой от массы бойка, расхода жидкости, жесткости пружины при следующих значениях параметров системы: µ1 =µ2 =µ3 =103 Н·с·м-1, С2= Н/м, С3=105 Н/м, =0,3 с-1. Из решения видно, что наиболее влияющий параметр на динамическую нагрузку является расход жидкости (рис. 4), жесткость пружины (рисунок 3) и масса бойка (рисунок 2).

УДК 622. ЗАВИСИМОСТЬ НЕРАВНОМЕРНОСТИ МОМЕНТА ОТ ПАРАМЕТРОВ НИЗА СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН Габдрахимов М.С., Габдрахимов Н.М., Евстигнеев А.Г., Габдрахимова Л.М.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском, ООО НГДУ «Туймазанефть») Вопросы надежности установок электро-центробежных насосов (УЭЦН), которыми добывается свыше 60% нефти в России, являются существенными, т.к. действующее оборудование показывает недостаточные результаты по своей наработке на отказ. По критерию прочности происходит 3-5% отказов УЭНЦ, наиболее тяжелых по своим последствиям. Одним из факторов, влияющих на надежность УЭЦН, является следствие действия крутильных колебаний, возникающих при работе системы «Электрический двигатель – ЭЦН – колонна НКТ».

Из-за сложности самого насоса, а также условий его работы не представляется возможным его прямое исследование. Поэтому возникает необходимость создания математической модели, описывающей динамику работы системы.

Математическая модель системы «электрический двигатель – ЭЦН – колонна НКТ» с учетом принятых допущений представляет собой систему уравнений движения колонны НКТ с корпусом ЭЦН, вала насоса с двигателем и связи между ними.

Уравнение движения для колоны НКТ 2 2 =a. (1) t t x 2 Для вала насоса и двигателя d 2 d = M дв М тр.оп.дв М тр.оп.н М под ;

(2) I1 dt dt При х=l d = M дв M тр.оп М под ;

(3) GI P x =l x dt = = 0;

(4) t =0 t = = 0;

(5) t = t = 0 ;

(6) t = t При х=0 =0 (7) Уравнения (1) и (2) описывают движения колонны НКТ, элементов насоса и двигателя, выражения (3) - (7) – начальные и граничные условия.

С учетом жесткого закрепления верхнего конца колонны НКТ записано условие (7). Выражение (3) является условием сшивания уравнений (1) и (2).

В этих уравнениях:

I1 – момент инерции массы вращающихся частей ЭЦН и электродвигателя;

L – длина колонны НКТ с учетом корпуса ЭЦН;

d M дв - момент, развиваемый электрическим двигателем;

dt 0 осредненное значение угловой скорости вала электродвигателя;

- угол поворота вала насоса;

Mтр.оп.дв – момент трения в опоре двигателя;

Mтр.оп.нас – момент трения в опоре насоса;

Mпод – момент затрачиваемый на подъём жидкости.

Момент, затрачиваемый на преодоление трения в опоре, определяется M тр.оп.нас = µrср PП, (8) где rcp – средний радиус трения опоры, PП – осевая нагрузка на осевую опору.

µ - коэффициент трения в опоре.

Коэффициент трения опоры (см. работу Макарчика А.А.) определяется по формуле (9):

30 d a µ= + c d, (9) 30 d 0.7 dt t dt dt + b q где a,b,c,d – коэффициенты, зависящие от условий трения в опоре;

q – удельная нагрузка в опоре;

Из формулы (9) видно, что на коэффициент трения основное влияние оказывают изменения относительной скорости в опоре и удельной нагрузки.

Момент, затрачиваемый для подъёма жидкости на поверхность определяется по формуле ж gHQ M под =, (10) o г где ж – плотность жидкости, м3/с, g – ускорение свободного падения, м/с2, H – напор насоса, м, Q – производительность насоса, м3/с, - угловая скорость вала насоса, рад/с, о – объемный КПД насоса, г – гидравлический КПД насоса.

При решении задачи произведена замена уравнения, описывающего поведение колонны НКТ соответствующими разностными уравнениями, и получено решение в численном виде.

Область интегрирования заменяется набором (0…t;

0…l) равноотстоящих узлов ( t i, xi ).

t i = it (i = 0,1;

...n);

(11) x j = jx( j = 0,1;

...m), где t – шаг разбиения по времени;

х – шаг разбиения по длине колонны.

Функцию (t, x) заменяют сеточной функцией u ij :

u j = (ti, xi ) = (it ;

jx).

i (12) Исследования показывают, что неравномерность момента составляет порядка 0,1…0,4 Н·м.

Ниже показаны неравномерности момента от давления, развиваемого насосом и от длины колонны (рисунок 1) НКТ (рисунок 2).

Анализируя полученные зависимости неравномерности момента от длины НКТ и давления, можно сделать вывод, что с увеличением данных параметров неравномерность момента увеличивается.

m 0, 0, 0, 0, Р, МПа 40 50 60 70 80 90 100 110 120 Рисунок 1- Зависимость неравномерности момента от давления m 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, L, м 0, 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 Рисунок 2 - Зависимость неравномерности момента от длины колонны НКТ _ Макарчик А.А. Тормозные обороты вала турбобура, // Нефтяное хозяйство. – 1972 - №12 – С.21-25.

УДК 622.276. ОЦЕНКА ИЗНОСА ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ Бикбулатова Г.И., Галеев А.С. (АГНИ), Матвеев Ю.Г. (УГНТУ) Исследования промысловых высоконапорных насосных агрегатов, эксплуатируемых в системе ППД, показывают, что наиболее распространенным видом отказа является износ гидравлической части насоса. Износ – это постепенный процесс, имеющий нарастающий характер и определяющий техническое состояние насоса. По мере увеличения количественных значений износа происходит снижение эффективности эксплуатации насосного агрегата в целом.

Оценка технического состояния центробежного насоса осуществляется путем снятия гидравлической характеристики насоса.

Близость паспортной и рабочей характеристик свидетельствует о хорошем состоянии гидравлической части насоса. Снятие характеристик достаточно длительная процедура, требует вмешательства в работу агрегата, что связано с оформлением допусков на проведение этих работ, и чревата возможностью аварийных ситуаций в связи с изменением устоявшихся режимов работы оборудования. В большинстве случаев при работе агрегата в режиме, близком к номинальному можно обойтись одним измерением в текущем режиме работы агрегата. Попадание точки, соответствующей текущим значениям расхода и напора насоса, в малую окрестность паспортной характеристики свидетельствует о хорошем состоянии насоса, а значительное удаление свидетельствует о значительном износе. Износ гидравлической части насоса сегодня оценивается только качественно: большой износ;

малый износ;

износ отсутствует. Количественная оценка износа производится при разборке насоса. При эксплуатации об износе насоса обычно судят по существенному снижению напора, который определяется по показаниям штатных манометров. Обычно это соответствует катастрофическому износу, когда ГКПД составляет 0,4 – 0,5. Проведенные исследования по гидроабразивному износу насоса показывают, что невозможно точно установить скорость разрушения проточной части насоса с учетом всех взаимодействующих факторов. Поэтому при определении изношенности насоса следует рассматривать изменение функционального параметра, который наиболее полно характеризует износ гидравлической части насоса. Наиболее полно об износе можно судить по снижению ГКПД насоса.

Наиболее простым в использовании показателем износа для нас представляется относительная величина изменения давления при закрытой задвижке:

Р зак Р зак пас пас k изн =, Р зак пас где k изн - показатель износа;

Р зак - паспортный перепад давления при закрытой задвижке;

пас Р зак - текущий (замеренный) перепад давления при закрытой тек задвижке.

Работа насоса характеризуется напорной характеристикой (зависимостью перепада давления от расхода) и зависимостью КПД насоса от расхода.

Для контроля износа промысловых насосов характеристики удобнее перестроить в зависимости КПД и расхода от перепада давления.

Характеристики имеют общую точку, соответствующую максимальному напору. В этом режиме и расход жидкости и ГКПД равны нулю. По мере износа максимально развиваемый напор и подача насоса уменьшаются, то есть характеристики стягиваются к началу отсчета.

Вместе со смещением линии, характеризующей зависимость расхода от напора, смещается и линия, характеризующая ГКПД. По мере износа величина ГКПД уменьшается и одновременно смещается влево, поскольку характеристики в любом состоянии насоса должны иметь общую точку.

Достаточно представительных исследований характеристик изношенных насосов не проводилось, поэтому точной информации о поведении характеристик по мере его износа нет. Примем в качестве гипотезы наиболее простой вид изменения характеристик: напор, расход и ГКПД насоса изменяются пропорционально изменению показателя технического состояния насоса или характеристики насоса в процессе износа остаются себе подобными с коэффициентом подобия равным показателю технического состояния насоса.

В случае справедливости сформулированной гипотезы износ можно оценивать также через изменение максимального ГКПД насоса.

Независимо от того, справедлива или несправедлива сформулированная гипотеза, для каждого типа насоса экспериментальным путем можно получить соответствующую характеристику износа, представляющую собой семейство линий, описываемых уравнением с тремя неизвестными f( гидр, Р, k изн ) =0 ( рисунок ). После подстановки в уравнение замеренных текущих значений ГКПД и напора получаем уравнение с одной неизвестной, решая которое, определяем текущее значение износа k и максимально возможное значение ГКПД, изн соответствующее полученному значению коэффициента износа:

макс = max{гидр : f (гидр, P, k изн ) = 0}.

тек тек Выявить долю снижения ГКПД за счет износа изн и за счет гидр отклонения от оптимального режима гидр можно следующим образом.

реж Определяем потери ГКПД за счет износа путем вычитания из максимального паспортного значения ГКПД максимального значения ГКПД, соответствующее текущему значению:

изн = пас макс.

тек гидр макс Затем - потери ГКПД насоса за счет неоптимального режима работы насоса путем вычитания из максимального паспортного значения ГКПД замеренного значения ГКПД и потерь за счет износа:

гидр = пас гидр гидр.

реж изн тек макс С целью выявления общих закономерностей в поведении гидравлических характеристик по мере износа насоса на объектах АО и АО «Удмуртнефть» проводились замеры основных «Татнефть»

параметров ЦНС. Были выбраны наиболее широко применяемые в системе ППД высоконапорные насосные агрегаты ЦНС 180-1422 и ЦНС 63-1400 с разной наработкой и средой нагнетания. Наблюдения велись за изменением ГКПД во взаимосвязи с расходом и напором перекачиваемой жидкости. Замеры проводились в установившемся режиме потока.

4ЦНС180-1422 5ЦНС180- 66 60, 59, 63 58, Ряд1 Ряд 62 57, 56, 58 55, 10.12. 29.01. 20.03. 09.05. 28.06. 17.08. 06.10. 08.02.200 28.02.200 20.03.200 09.04.200 29.04. 2002 2003 2003 2003 2003 2003 2003 3 3 3 3 Изменение гидравлического КПД насосов Давление на входе и выходе насоса измерялось штатными манометрами МО класса расход жидкости накладным 1%;

– ультразвуковым расходомером ;

температура жидкости - на входном и выкидном патрубках накладными термометрами сопротивления измерителя «КПД-мер 1» с точностью не ниже 0,050 С;

плотность жидкости - по данным ЦНИПР НГДУ. По результатам замеров были выстроены тренды изменения ГКПД по мере износа (рисунок) и износовые характеристики насоса.

Анализ результатов замеров показывает, что износ однотипных насосов на различных объектах протекает с разной скоростью. Есть насосы, у которых износ изменяется значительно с 14% –17% за два месяца, а есть и незначительный износ – 0,5% за месяц. В среднем износ составил менее 1% на 1000 ч наработки.

Список литературы:

1 Кожаев М.Ф., Шаммасов Н.Х. Ресурс докапитального ремонта насосов ЦНС 150-100, установленных на кустовых насосных станциях.- // Машины и нефтяное оборудование.- 1971.- №8.

2 Гоник А.А., Голощапов В.Г., Гранатурова Л.П. Борьба с коррозией центробежных насосов при перекачке промысловых сточных вод.- М.:

ВНИИОЭНГ,1974.

3 Гумеров А.Г., Колпаков Л.Г., Бажайкин С.Г., Векштейн М.Г.

Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.

УДК 534. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ НАХОЖДЕНИЯ МЕСТ СУЖЕНИЯ СЕЧЕНИЯ ТРУБОПРОВОДА АКУСТИЧЕСКИМ МЕТОДОМ Галлямов И.И., Сабирзянов М.Т.

(Филиал УГНТУ в г.Октябрьском, НПУ ЗНОК и ППД ОАО «Татнефть») Место сужения сечения трубопровода определялось по распространению акустического сигнала в трубе заполненной жидкостью под давлением 2 МПа. В качестве рабочей жидкости выступала сточная вода. Техника и технология эксперимента описаны ранее [1].

Полученные экспериментальные результаты анализировались с помощью специально разработанной программы. Анализ показал, что существенным недостатком метода является большое время затухания импульса давления. Этот показатель существенно влияет на точность измерений. Поэтому было разработано техническое решение, позволяющее повысить частоту посылаемого сигнала. Оно заключается в разработке специального акустического излучателя, который описан в работе [2].

Имя файла Время задержки эхо- Расстояние, м данных сигнала, с t1 t2 t3 L1 L2 L S 103.000 0,284 0,830 1,714 136 398 S 104.000 0,264 0,793 1,675 127 379 S 105.000 0,274 0,801 1,693 132 384 S 106.000 0,274 0,859 1,704 132 408 S 109.000 0,272 0,836 1,693 131 398 S 110.000 0,274 0,804 1,696 132 384 S 112.000 0,272 0,810 1,713 131 389 S 113.000 0,292 0,810 1,703 140 389 S 114.000 0,282 0,802 1,703 135 380 S 115.000 0,274 0,827 1,706 132 384 Среднее 0,276 0,814 1,700 133 390 значение Такое решение привело к значительному улучшению параметров системы. В данном случае повысилась степень точности определения местоположения полиэтиленовой «пробки» в МПТ трубопроводов.

В таблице приведены результаты, свидетельствующие о повышении точности нахождения мест сужения сечения трубопровода.

Результаты, приведенные в таблице, позволили рассчитать средние абсолютные ошибки измерений времени t1 = 0,0058 с, t 2 = 0,016 с, t = 0,086 с, что позволило определить относительные погрешности измерения времени 1 = 2,1%, 2 = 1,97%, 3 = 5,1% и установить среднюю погрешность измерения времени = 3,1%.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 11 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.