Обнаружение дефектов на подшипников качения

Ухудшение качества металла для изготовления гофрированных труб, отсутствие герметизирующего покрытия, трудности обновления оборудования для ДОРН также отрицательно сказались на масштабах применения пластырей. Перечисленные недостатки приводили к разгерметизации пластырей в процессе эксплуатации скважин, особенно – добывающих, к авариям в процессе их установки в скважинах. Хотя при исключении указанных недостатков пластыри могут успешно применяться для догерметизации интервалов негерметичности эксплуатационной колонны после предварительного тампонирования заколонного пространства. Наиболее эффективной областью самостоятельного применения пластырей является герметизация дефектов колонн с малыми утечками в интервалах наличия цементного кольца.

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны установкой колонны-летучки связано с потерей внутреннего диаметра колонны. Поэтому этот метод применяется редко. К тому же реализация метода требует специфических условий. К таковым причисляются наличие нескольких нарушений, трещина вдоль образующей обсадной трубы значительной длины и т.д. В этих условиях требуется тампонирование с закачиванием значительного количества цементного раствора по схеме прямого цементирования как кольцевого пространства между колонной-летучкой и эксплуатационной колонной, так и за последней. На практике к методу спуска дополнительной колонны меньшего диаметра для устранения негерметичности эксплуатационной колонны прибегают в тех случаях, когда имеется несколько нарушений в большом интервале (50…100 м и более) и герметизация их невозможна существующими методами тампонирования или экономически нецелесообразна. Уменьшение проходного сечения позволяет продолжать эксплуатацию скважины. Чаще всего такая возможность реализуется в нагнетательных скважинах. Но перед спуском дополнительной колонны должно быть выполнено одно важное условие – создание сплошного цементного кольца за первой колонной или против потенциально продуктивных, гидродинамически активных водоносных горизонтов, содержащих минерализованные или другие агрессивные воды. Выполнение этого условия исключает возможность межпластовых перетоков и отвечает требованиям охраны недр и окружающей среды. В противном случае проведение перечисленных работ через две колонны труб невозможно.

Повсеместно в наибольшем количестве ремонтные работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны проводятся с использованием различных вариантов метода тампонирования под давлением. Применение того или другого варианта тампонирования зависит от характера нарушения эксплуатационной колонны: сквозные дефекты со значительной приёмистостью или негерметичность резьбовых соединений с так называемой малой утечкой.

В инструкции по ремонту крепи скважин [3] изоляцию сквозного дефекта эксплуатационной колонны предлагается производить тампонированием в зависимости от величины коэффициента приёмистости: более 2 м3/ч*МПа и менее 0,5 м3/ч*МПа. Однако в данной технологии отсутствуют рекомендации по обоснованию количества тампонажного раствора в зависимости от особенностей конструкции скважин, геологических и гидрогеологических особенностей заколонного пространства. Этой же инструкцией РВР по устранению негерметичности резьбовых соединений (малые утечки) рекомендуется производить путём снижения уровня в затрубном пространстве закачкой газообразного агента и оценки притока жидкости из заколонного пространства. В зависимости от возможной глубины снижения уровня, наличия или отсутствия притока через дефект предлагается закачивание полимерного тампонажного состава или гелеобразующего состава. Применение этой технологии затруднительно в случае приуроченности интервалов малых утечек к большим глубинам (близко к интервалам перфорации продуктивного пласта) и трудоёмкости работ.

 

 

4 Мероприятия по совершенствованию технологии.

Одним из перспективных способов герметизации любых по длине участков эксплуатационной колонны является отсекание их с помощью пакеров [9].

Уже в 60-е годы в БашНИПИнефть был разработан пакер-разобщитель [10]. Содержащий в своём составе два цилиндрических пакерующих элемента, разделённых колонной НКТ необходимой длины, ниже которых установлен якорь. Работа пакеров основана на сжатии их весом вышерасположенной колонны НКТ.

Способ не нашёл широкого применения прежде всего из-за недостатков присущих пакерам этого типа – быстрой потери герметичности и затруднённой извлекаемости из-за коррозии якоря.

Аналогично по конструкции, но содержит два якоря, устройство, разработанное Цыбиным А.А. [11] и имеет те же недостатки.

Пакер-гильза имеет огромное преимущество над другими пакерами тем, что имеет широкий проход и легко (втулка-плунжер) соединяется с НКТ. Поэтому он очень удобен для создания много-пакерных систем с целью герметизации эксплуатационной колонны, а также может быть использован для совместно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов одной скважиной.

В связи с этим разработана технология герметизации протяжённых участков эксплуатационной колонны с использованием пакеров-гильз.

 

4.1 Описание технологического процесса. Применяемое оборудование, материалы

 

Технология может осуществляться по 3 вариантам (Приложение А).

Вариант А.

1. ниже интервала герметизации устанавливают пакер-гильзу;
2. спускают колонну НКТ повышенного диаметра, например, 102 мм, а для 168 мм колонны можно 114, на конце которой установлен ниппель;
3. заполняют межтрубное пространство антикоррозионной жидкостью и состыковывают ниппель с пакером-гильзой;
4. верхний конец НКТ соединяют с фланцем обсадной колонны и спускают глубиннонасосное оборудование.

Если это добывающая скважина,то пакер-гильза должен быть установлен ниже глубины подвески насоса.

 

Вариант Б.

1. в скважине устанавливают 2 пакера-гильзы один ниже, а другой выше герметизируемого интервала;
2. спускают колонну труб, равную по длине расстоянию между пакерами, с двумя ниппелями по концам, причём на верхнем ниппеле устанавливают ограничитель, на котором подвешивается колонна труб;
3. колонну устанавливают так, чтобы каждый из ниппелей вошёл в соответствующие втулки пакеров-гильз.

Этот вариант позволяет легко возвращаться к перекрытому интервалу и вновь его закрывать, всего лишь подъёмом и спуском трубы. В добывающей скважине верхний пакер должен располагаться ниже точки подвески насоса. Кроме того, подняв соединяющую трубу, можно спустить на колонне НКТ ниппель до любого из пакеров и произвести, например, закачку кислоты.

 

Вариант В.

Он как бы симбиоз двух предыдущих и применяется тогда, когда верхний пакер попадает выше точки подвески насоса, а до устья ещё далеко.

1. устанавливают сначала нижний пакер-гильзу;
2. спускают верхний пакер-гильзу с присоединённой к нему колонной труб, в конце которой установлен ниппель;
3. после вхождения ниппеля во втулку нижнего, сажают верхний пакер гильзу.

При этом колонна НКТ имеет повышенный диаметр как и по варианту А, и позволяет входить в него штанговому насосу.

Нет никаких технических препятствий для установки при необходимости 3-4 и более пакеров-гильз с цель отделения друг от друга нескольких интервалов.

 

4.3 Расчет технологических параметров

Преимущества технологии герметизации протяжённых участков

• длина перекрываемого интервала не ограничена.
• Допустимый перепад давления до 20 Мпа.
• Дополнительная колонна 102 или 114 мм.
• Может применяться в скважинах с 146 и 168 мм эксплуатационной колонной.

 

4.4 Выбор объектв..

Для проведения ремонтно-изоляционных работ были взяты скважины с максимальными показателями обводнённости за счет негерметизации затрубноо пространства и проникновения в пласт воды.

Все скважины введены в эксплуатацию с 80-х годах, в связи с чем было решено провесит КРС  с использованием технологии герметизации протяжённых участков обсадной колонны

 

НГДУ	номер скважины	интервал изоляции	Процент обводненности
Туймазанефть	5809	697-804	75%
	10759	1168 и 1586	86,3%
	14018	1465-1521	84,5%
	3970	1379,5-1142,0	88,4%
	26430	779,5-818,8	75,7%
	1727д	1455,2-1497,4	86,4%

 

 

 

4.5 Расчет технологического эффекта

Расчет технологического эффекта не приводиться так как эффективность складывается за несколько лет эксплуатации скважины.

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В связи с тем, что Туймазинское месторождение находиться на последней стадии разработки, и то что количество скважин которые были введены в разные этапы разработки  и эксплуатации месторождения высоко, по оценкам около 340 скважин имеют износ обсадных и эксплуатационных колонн до 5%, связано с неправильной технологии заканчивания скважин, проведения ОЗЦ, корозиоонной активности самого металла.  

Использование технологии по герметизауии обсадных и эксплуатационных колонн дает возможность продлить работу скважин без дальнейшего их ликвидаций

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

1. Абдрахманов Г.С. Крепление скважин экспандируемыми трубами: Учеб. Пособие. Самара: ИД «РОСИНГ», 2003, 228 с.

2. Абдурахимов H.A. Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения / H.A. Абдурахимов, А.Т. Джалилов, Ш.Г. Файзиев и др. -A.c. 1620610, Б.И. №2, 1991.

3. Акулынин A.A. Исследование вытеснения нефти из трещиновато-порового пласта с использованием полимера ПОЛИКАР // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 1. - с. 36-38

4. Ахметов A.A. Полимерцементные композиции для установки водоизоляционных мостов в сеноманских скважинах // A.A. Ахметов, Г.А. Киряков, И.А. Клюсов, В.П. Юзвицкий / Нефтяное хозяйство. -2003.-№3,-с. 68-69.

 

 
http://www.vibration.ru/obnar_defekt.shtml

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Схема герметизации протяжённых участков обсадной колонны.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

 

В приложение Б показаны результаты герметизации эксплуатационной колонны по НГДУ ОАО Туймазанефть [].

 

Результаты герметизации эксплуатационной колонны

НГДУ	номер скважины	интервал изоляции	давление опрессовки, Мпа	Уменьшение Обводнен ность скв.
Туймазанефть	5809	697-804	10	5%
	10759	1168 и 1586	10	6,3%
	14018	1465-1521	-	4,5%
	3970	1379,5-1142,0	10	8,4%
	26430	779,5-818,8	-	5,7%
	1727д	1455,2-1497,4	10	6,4%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОБНАРУЖЕНИЕ ДЕФЕКТОВ ПОДШИПНИКОВ КАЧЕНИЯ 
(перевод материалов фирмы IRD)

Обнаружение дефектов подшипников качения  

 Для большого числа высокопроизводительных вращающихся машин, работающих на высоких частотах вращения, используются подшипники качения. Такие машины часто работают продолжительное время в неблагоприятных условиях и, когда их подшипники выходят из строя, стоимость простоя может быть очень высокой. 
   Контроль, анализ и решение проблем, связанных с подшипниками, имеют в современной промышленности большое значение. Без использования хорошо налаженной системы технического обслуживания, основанной на прогнозировании состояния, трудно бороться с проблемами вибрации и работоспособности подшипников.  
   Целью данной статьи является описание дефектов подшипников качения, рекомендуемые методы анализа вибрации, а также возможные способы по минимизации времени простоя машин с использованием системы прогнозного обслуживания.