Материал: Технологические процессы и технические средства для глубинно-насосной эксплуатации нефтяных скважин

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

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

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

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

201

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

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

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

202

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

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

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

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

203

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

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

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

г– и минимальной твердости сердцевины HV0,2серд;

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

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

205