Повышение надежности пробойника скважинного трубного ПСТ-73-Усовершенствование пробойника насосно-компрессорных труб НКТ скважинного трубного двух модификаций: ПСТ-73С (сбрасываемый вариант) и ПСТ-73Ш (спускаемый на колонне штанг)-Дипломная работа-Оборудо

Повышение надежности пробойника скважинного трубного ПСТ-73-Усовершенствование пробойника насосно-компрессорных труб НКТ скважинного трубного двух модификаций: ПСТ-73С (сбрасываемый вариант) и ПСТ-73Ш (спускаемый на колонне штанг)-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
В данном дипломном проекте рассмотрена проблема повышения надежности пробойника скважинного трубного ПСТ-73, устройства, используемого при подземном ремонте скважин. Для уменьшения числа ремонтов, а также получения наибольшей эффективности от его эксплуатации предлагается использовать его совместно с механическим якорем. Такая конструкция вместе с изменением угла пробивки отверстия в колонне НКТ существенно повысит надежность устройства и положительно скажется на технико-экономических показателях.
Дипломный проект состоит из пояснительной записки и графической части.
Пояснительная записка включает в себя три раздела: техническая, экономическая часть и раздел безопасности и экологичности проекта. В технической части проводится обзор применяемого оборудования, описание конструкции и принципа работы пробойника скважинного трубного ПСТ-73, необходимые расчеты надежности конструкций. Раздел безопасности и экологичности проекта рассматривает вопросы охраны труда и окружающей среды. Экономическая часть раскрывает оценку экономической эффективности внедрения разработанной конструкции.
Пояснительная записка объемом машинописных листа формата А4, содержит 25 рисунков, 11 таблиц, 40 формул и список литературы из 19 наименований.
Графическая часть состоит из графического материала (чертежей) объемом в 10 листов, выполненных на формате А1.
В практике бригад подземного ремонта скважин часто встречаются случаи подъема насосно-компресорных труб с пластовой жидкостью с последующим ее изливом на устье, выделения при этом сероводорода и других вредных веществ. Это может произойти при отказе сливного клапана погружного электроцентробежного насоса или несрабатывании захватного устройства байонетного типа или по другим причинам. Для ликвидации данного осложнения служит пробойник скважинный трубный, модернизация которого и является темой моего дипломного проекта. Пробойник предназначен для пробивки отверстия в стенке колонны НКТ, находящихся в скважине, с целью сообщения полости труб с забоем скважины для слива пластовой жидкости. Также пробойник ПСТ-73 позволяет резать прихваченную в скважине колонну НКТ; восстановить циркуляцию жидкости в скважине в практике ремонта и освоения скважин; обеспечить глушение скважины в случае, когда невозможно создать циркуляцию другими способами.
Мною рассмотрены два варианта конструкции пробойника: спускаемый на колонне штанг и сбрасываемый. УСТРОЙСТВО. Главными недостатками рассмотренных конструкций пробойников являются:
1) ненадежная работа пробойника при его спуске в скважину (или его свободном сбрасывании) и попадании на отложения парафина или асфальтосмолистых веществ, которые имеют малую жесткость. Срезается штифт, и наконечник начинает внедряться в стенку колонны НКТ. Одновременно с этим пробка из-за малой жесткости начинает проседать, следовательно, проседает и пробойник. Таким образом, перемещение корпуса вниз при внедренном рабочем органе, приводит к перекосу поршня в радиальном канале, что нарушает их нормальное сопряжение и вызывает их быстрый износ или даже слом рабочего органа. С этой особенностью работы инструмента столкнулись нефтяники НГДУ «Арланнефть», «Южарланнефть», «Ишимбайнефть» и другие в процессе более чем 15-летней его эксплуатации.
Для ликвидации данного осложнения в дипломном проекте предлагается ось радиального канала пробойника расположить под углом относительно стенки колонны НКТ, что придаст пробойнику новое свойство – свойство компенсировать осевую нагрузку от веса колонны.
Вследствие того, что движение поршня 2 происходит под определенным углом α, на корпус 1 в процессе пробивки отверстия действует вертикальная составляющая силы реакции, направленная вверх, которая в какой-то степени компенсирует проседание корпуса 1 пробойника от веса рабочей колонны. В данном случае существенно снижается нагружение рабочего органа 3 пробойника в момент, когда он внедряется в стенку НКТ, что уменьшит вероятность его слома. С другой стороны, улучшаются условия движения поршня 2 в радиальном канале в момент пробивки отверстия, также уменьшается вероятность его перекоса и заклинивания в канале.
В результате произведенных расчетов, установлено, что наиболее рациональнее принять этот угол, равным 15o (увеличение угла может вызвать обратный эффект - т.е. заклинивание поршня 2 с рабочим органом в канале под действием уже реактивной силы F ).
2) Следующим наиболее часто встречающимся повреждением (по данным НГДУ «Уфанефть») является разрушение герметизирующего кольца на бронзовом поршне колющего наконечника, и как следствие – сообщение камеры высокого давления с внешней средой и несрабатывание пробойника. Разрушение герметизирующего кольца происходит в результате выдавливания его в зазор между поршнем с возвратно-поступательным движением и корпусом, а также из-за воздействия температуры окружающей среды.
Все дело в поведении герметизаторов в напряженном состоянии под действием переменной температуре. Оказалось, что в этом случае наблюдается явление термоупругости: при повышении температуры эластомер не растягивается, а сжимается, т.е. модуль упругости увеличивается. Это является причиной быстрого выхода из строя колец, смонтированных в соответствии с установившейся практикой при герметизации валов.
Результаты длительных исследований показывают, что герметизирующие кольца можно применять при давлениях 15...20 МПа, не больше. Давление же в камере высокого давления пробойника может достигать 50 МПа.
В дипломном проекте для устранения этого недостатка рассматривается возможность установления защитных колец из фторопласта, предотвращающих выдавливание кольца в зазор между поршнем и цилиндром.
Для поршня колющего наконечника пробойника целесообразно установить защитные кольца с обеих сторон уплотнительного кольца, так как поршень с относительным возвратно-поступательным движением, а давление в нашем случае двустороннее.
Ширина канавки под уплотнительное кольцо должна быть увеличена на максимальную толщину защитных колец. В нашем случае канавка шириной 4 мм должна быть расточена до ширины 7 мм.
3) Главным недостатком же при работе пробойников является необходимость в скважине упора, что ограничивает его использование обычно теми случаями, когда в качестве указанного упора могут послужить глубинный насос, торец аварийной штанги и другие части внутрискважинного оборудования. Это значит, что пробивку отверстия в колонне НКТ с использованием упора и рассмотренных выше пробойников ПСТ-73Ш и ПСТ-73С возможно произвести только в определенном месте колонны труб.
В данном проекте мною предлагается использовать пробойник совместно с механическим якорем. Такая конструкция должна существенно повысить эффективность использования данного оборудования, т.к. позволяет осуществлять пробивку отверстия в широком интервале глубин без использования упора. Роль упора в данной конструкции выполняет механический якорь, позволяющий пробойнику, спускаемому на колонне штанг, зафиксироваться на определенной глубине. Устройство механического якоря показано на чертеже.
Головка якоря 1 предназначена для присоединения якоря с пробойником. Она имеет в нижней части метрическую резьбу для присоединения со стволом 2, в верхней части - штанговую резьбу для присоединения с пробойником через штангу. Штангу предполагается установить для того, чтобы сила реакции, возникающая при пробивке отверстия и отжимающая цилиндр пробойника к противоположной стенке НКТ, не повредила бы жестко соединенные между собой пробойник и якорь. В данном же случае сила упругости штанги компенсирует силу реакции.
В корпусе 8, представляющем цилиндрическую втулку, под углом 120o расположены глухие отверстия, в которых помещены цилиндрические пружины. Внизу корпуса размещена упорная втулка 4, вверху – ограничительный обруч 6, удерживающие от выпадения шлипсы 5.
Спуск пробойника в скважину до требуемой глубины производится на колонне штанг. При вводе пробойника в колонну НКТ, благодаря трению фонарь стремится отстать от общего движения спускаемой колонны, но этому препятствует штифт, удерживающий фонарь за его корпус. При достижении пробойником нужной глубины небольшим подъемом колонны вверх (0,3-0,5 м) и поворотом штанг на 1-1,5 оборота вправо штифт выводится из фигурного паза. Фонарь при этом не вращается из-за трения шлицов об колонну НКТ. При дальнейшем спуске колонны штанг конус надвигается на шлипсы, которые продолжают оставаться с фонарем на месте, раздвигает их. При этом шлипсы своими насечками врезаются в стенку НКТ и препятствует дальнейшему движению конуса вниз. При дальнейшем нагружении якоря нагрузкой происходит срезание штифта пробойника и пробивка отверстия.
В расчетной части моего дипломного проекта произведены прочностные и проверочные расчеты предлагаемых мероприятий.
В экономической части рассчитан экономический эффект от внедрения рассмотренных мероприятий. Он составляет 6052500 рублей/год. Это позволяет говорить об экономической обоснованности внедрения предлагаемого оборудования.

В данном дипломном проекте был рассмотрен пробойник скважинный трубный двух модификаций: ПСТ-73С (сбрасываемый вариант) и ПСТ-73Ш (спускаемый на колонне штанг). На основании анализа отказов данного оборудования, а также отклонений от их нормальной работы при эксплуатации были предложены меры по увеличению надежности пробойника и повышению эффективности от их использования. Это достигается за счет:
1) расположения оси радиального канала, по которому двигается поршень с колющим наконечником, под углом относительно стенки скважины, что позволит компенсировать осевую нагрузку от веса колонны и предотвратить поломки и перекосы поршня;
2) установки защитных фторопластовых колец на поршень, предотвращающих выдавливание уплотнительного кольца в зазор между поршнем и цилиндром;
3) эксплуатации пробойника совместно с механическим якорем, что избавляет от необходимости использовать при пробивки отверстия какой-либо упор в скважине.
В дипломном проекте были выполнены необходимые прочностные расчёты, были рассмотрены вопросы безопасности и экологичности проекта, подсчитан экономический эффект от внедрения данных усовершенствований, который подтвердил экономическую целесообразность предлагаемых мероприятий.