Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
310
Канатная подвеска
Сальниковый шток присоединяется к головке балансира с
помощью канатной подвески. Конструкция канатной подвески допускает
установку прибора - динамографа для снятия диаграммы - зависимости
силы, действующей в точке подвеса, от хода штока Р(S).
Рисунок 4.31 - Канатная подвеска сальникового штока
Кроме того, с помощью канатной подвески регулируется посадка
плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о
всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра.
Канатная подвеска (рисунок 4.31) состоит из нижней 1 и верхней 4
траверс. В нижнюю траверсу заделаны с помощью специальных зажимов
2 концы канатной петли 7. На верхней траверсе укреплен клиновой зажим
5, удерживающий сальниковый шток. По краям нижней траверсы
имеются винты 3 для подъема верхней траверсы при установке в их
разъем динамографа. Элементы конструкции канатных подвесок,
входящих в комплект станка-качалки, стандартизованы. Канатная петля
одевается на специальный ролик, имеющийся на головке балансира.
Изменение места захвата сальникового штока клиновым захватом
достигается перестановкой верхней траверсы вдоль штока на требуемое
место и повторной затяжкой клинового захвата муфтой 6.
Оборудование устья скважины
Устьевое оборудование штанговой насосной скважины
предназначено для герметизации затрубного пространства и отвода
продукции скважины.
В связи с широким распространением однотрубной системы сбора
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
311
продукции скважин при централизованных установках по сепарации газа
и замеру дебитов сильно возросли давления на выкидах насосных
установок. В некоторых случаях возникает необходимость иметь на устье
скважин (удаленные скважины, высокие вязкости жидкости) давления,
доходящие до 4МПа. Это усложняет конструкцию устьевого
оборудования и повышает к нему технические требования. Типичной
обвязкой устья скважины, оборудованной ШСНУ, нашедшей широкое
применение на нефтяных промыслах восточных районов, является
конструкция, показанная на рисунке 4.32.
Рисунок 4.32 - Типичное оборудование устья скважины для
штанговой насосной установки.
1 - колонный фланец; 2 - планшайба; 3 - НКТ; 4 - опорная муфта; 5 - тройник,
6 - корпус сальника, 7 - полированный шток, 8 - головка сальника, 9 -
сальниковая набивка
Устьевой сальник герметизирует выход полированного штока. В
полость сальника укладываются разрезные кольца из прорезиненного
тканевого ремня или специальной нефтестойкой резины, которые
уплотняются заворачиванием верхней нажимной муфты. Часто причиной
нарушения герметичности устьевого сальника является несовпадение
центра сальника с центром канатной подвески штанг или ее отклонение от
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
312
вертикали при движениях балансира. Такие отклонения в той или иной
мере всегда имеют место при недостаточной точности установки станка-
качалки, балансира или их нарушении в процессе длительной работы.
Это обусловило появление устьевых сальников с
самоустанавливающейся головкой с шаровым шарнирным соединением.
Такой сальник разработан «Азинмашем» и рассчитан на давление до 4,0
МПа. Шаровая головка сальника допускает отклонение его оси от
вертикали в любую сторону до 3°. Герметичность в шаровом сочленении
обеспечивается уплотнительным кольцом из нефтестойкой резины.
Шаровое сочленение увеличивает срок службы сальниковой набивки и
полированного штока. При необходимости периодически сальниковую
набивку подтягивают завинчиванием крышки головки.
На рисунке 4.33 представлен
сальник с самоустанавливающейся
головкой и клапаном с заглушкой.
Предназначен для
герметизации полированного штока
и позволяет эксплуатацию при
отклонении оси скважины от оси
штока до 3º .
Сальник с промывочным
клапаном позволяет проводить
опрессовку НКТ и проведение
прямых промывок без разбора
манифолъда, что существенно
снижает трудозатраты при ремонте
скважин.
Ру, МПа:
- при работающем штоке- 4;
- при зажатом штоке - 14;
Диаметр уплотняемого
штока-31мм
Присоединительные резьбы
по ГОСТ 633-80:
-у корпуса НКТ 73;
-у клапана НКТ 60.
Рисунок 4.33 – Сальник
СУС 2А-73-31-01
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
313
Штанги
Обычные штанги выпускаются четырех номинальных размеров по
диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25мм. Концы штанги имеют
утолщенные головки с квадратным сечением для захвата специальными
ключами при свинчивании и развинчивании колонны штанг. Штанги
соединяются штанговыми муфтами (рисунок 4.34, таблица 4.63).
Кроме штанг нормальной длины (8м) выпускаются укороченные
штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3м стандартных диаметров. Укороченные
штанги необходимы для регулировки длины всей колонны штанг с таким
расчетом, чтобы висящий на них плунжер перемещался в цилиндре насоса
в заданных пределах. Верхний конец колонны штанг заканчивается
утолщенным полированным штоком, проходящим через сальниковое
уплотнение устья скважины.
Рисунок 4.34 - Насосная штанга и соединительная муфта
В зависимости от условий эксплуатации штанги выпускаются с
различной прочностной характеристикой. Для их изготовления
используются, стали марки 40 или никель-молибденовые стали марки
20НМ с термообработкой и последующим поверхностным упрочнением
токами высокой частоты (ТВЧ). В таблице 4.64 приводятся
характеристики штанг и условия их использования в скважинах.
При конструировании колонны штанг используется известная в
литературе номограмма Я. А. Грузинова.
Несмотря на то, что верхние сечения штанг обычно бывают
наиболее нагруженными, практика показывает, что поломки, и обрывы
штанг случаются и в нижних сечениях. При использовании насосов
больших диаметров (56, 70, 95мм), особенно при откачке вязких
жидкостей и при больших скоростях плунжера (Sn>30) нижние штанги
могут испытывать продольный изгиб и, как следствие, отвороты и
поломки. В таких случаях прибегают к установке «утяжеленного низа»,
состоящего из 2-6 тяжелых штанг или труб общей массой 80-360кг. Это
улучшает условия работы нижней части колонны штанг, но одновременно
сокращает предельную глубину подвески насоса.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
314
При креплении штанг рекомендованы следующие предельные
крутящие моменты:
Диаметр штанг, мм 16 19 22 25
Крутящий момент, Н×м 300 500 700 1000
Характеристики штанг и муфт
Таблица 4.63
Штанги
Муфты
соединительные
Масса, кг
Диаметр,
мм
Длина, мм
диаметр,
мм
длина,
мм
HP
ПО HP ПО HP ПО
HP
ПО
штанг
и
муфты
Масса
колонн
ы в
воздухе
, кг/м
Площа
дь
сечени
я
штанг
и, см
2
16
38 80
12,93 0,398 1,67 2,01
19
+0,3
- 0,5
42 82
18,29 0,545 2,35 2,84
22
46 90
24,50 0,640 3,14 3,80
25
+0,4
- 0,5
8000
±50
55
- 0,8
102
±l
31,65 1,150 4,09 4,91
Примечание. HP - нормальный размер, мм; ПО - предельное отклонение,
мм
Прочностные характеристики штанг и условия их использования
Таблица 4.64
Сталь
Термообработка Условия работы в скважине
40 Нормализация
Для легких условий эксплуатации:
малые подвески, отсутствие
коррозирующей среды с допускаемым
приведенным напряжением σ < 70 МПа
20НМ
Нормализация
Для средних условий эксплуатации:
с подвесками насосов всех диаметров при
70 < σ < 90 МПа
При откачке коррозионной жидкости σ <
60 МПа
40 Нормализация + ТВЧ
Для тяжелых условий эксплуатации:
(большие подвески и форсированная
откачка)
Для насосов 28, 32, 38, 43 мм σ <120 Мпа
Для насосов 56, 70, 95 мм σ <100 МПа
20НМ
Нормализация + ТВЧ
Для особо тяжелых условий эксплуатации:
(искривленные скважины, наличие
коррозионной среды, больше подвески)
Для насосов 28, 32, 38, 43 мм σ < 130 МПа
Для насосов 56, 70, 95 мм σ < 110 МПа
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
315
Частые спуски и подъемы штанг приводят к увеличению частоты
обрывов штанг. Соответствующими инструкциями регламентируются
правила хранения, перевозки и сборки штанг и штанговых колонн.
Технические характеристики штанг
Таблица 4.65
Размеры
квадратной части
головки штанги,
мм
Штанга
Номинальный
диаметр штанги (по
телу) d
о
, мм
Номинальный
диаметр резьбы
штанги (наружный)
d, мм
Диаметр опорного
бурта D,
мм
Диаметр опорного
бурта D
1
,
мм
l
1
s
ШН16 16 23,824 34 32 35 22
ШН19 19 26,999 38 37 35 27
ШН22 22 30,174 43 38 35 27
ШН25 25 34,936 51 46 42 32
Таблица 4.66
Масса штанг (в кг) при длине L
ш
, мм
Штанга
1000 1200 1500 2000 3000 8000
ШН12 1,2 1,41 1,69 2,16 3,08 7,26
ШН16 2,07 2,39 2,86 3,65 5,23 12,93
ШН19 2,89 3,25 3,92 5,03 7,26 18,29
ШН22 3,71 4,3 5,2 6,7 9,68 24,5
ШН25 5,17 5,85 7,12 9,08 12,93 31,65
ШН28 6,63 7,6 9,04 11,5 16,3 40,47
Таблица 4.67
Величина показателя для штанг
диаметром, мм
Показатель
16 19 22 25
Площадь сечения, см
2
2,0 2,8 3,8 4,9
Вес 1 погонного метра в воздухе, Н 17,15 23,05 30,78 40,18
Диаметр штанговой муфты, мм 34 42 46 55
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
316
Средний вес одного погонного метра насосных штанг в воздухе в
ступенчатых колоннах
Таблица 4.68
Процент штанг в ступенчатой колонне
диаметром, мм
Комбинация
штанг,
диаметром, мм
25 22 19 16
Вес 1
погонн
ого
метра,
Н
25+22+19 30 30 40 - 32,0
25+22 30 70 - - 35,0
25 100 - - - 40,2
22+19+16 - 30 30 40 24,0
19+16 - 30 70 - 27,0
22 - 100 - - 30,8
19+16 - - 35 65 19,7
19 - - 100 - 23,1
16 - - - 100 17,2
Средние значения длины ступеней штанг (в процентах) от общей
длины штанговой колонны (верхние цифры отвечают верхним толстым
штангам; нижние – тонким)
Таблица 4.69
Длина ступени штанг, %, при диаметре плунжера насоса, мм
Диаметр
штанги,
мм
28 32 38 43 50 57 63 68 93
22+19+16
20
25
55
22
26
52
25
30
45
27
33
40
30
40
30
35
45
20
40
50
10
40
50
10
-
25+22+19 -
20
20
60
22
23
55
23
25
52
25
30
45
30
30
40
30
35
35
35
40
25
40
50
10
25+22 -
22
78
23
77
25
75
30
70
30
70
33
67
35
65
50
50
22+19
25
75
25
75
30
70
30
70
35
65
40
60
40
60
45
55
70
30
19+16
30
70
30
70
35
65
40
60
45
55
50
50
55
45
65
35
-
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
317
Область применения штанг
Таблица 4.70
Область применения штанг
Сталь
марки
Вид термической
обработки
Условия
эксплуатации по
коррозионности
продукции
скважины
Диаметр
скважинных
насосов (от– до),
мм
Допускаемое
приведенное
напряжение в штангах,
МПа, не
40
Нормализация
Нормализация с
последующим
поверхностным
упрочнением
нагревом ТВЧ
Некоррозионные
28-95
28-43
55-95
70
120
100
20Н2М
Нормализация
Нормализация с
последующим
поверхностным
упрочнением
нагревом ТВЧ
Некоррозионные
Коррозионные с
влиянием Н
2
S
Некоррозионные
Коррозионные
без влияния Н
2
S
Некоррозионные
Коррозионные
28-95
28-43
55-95
90
60
130
110
20Н2М
Объемная
закалка и
высокий отпуск
28-95
28-95
100
100
70
15Н3МА
Нормализация с
последующим
поверхностным
упрочнением
нагревом ТВЧ
Некоррозионные
Коррозионные с
влиянием Н
2
S
28-43
55-95
28-95
170
150
120
15Х2НМ
Ф
Закалка и
высокий отпуск
или
нормализация и
высокий отпуск
Некоррозионные
Коррозионные
без влияния Н
2
S
28-95
100
90
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
318
Механические свойства материалов штанг
Таблица 4.71
Временное
сопротивление
разрыву, не менее
Предел текучести, не
менее
Относительное
удлинение, не менее
Относительное
сужение, не менее
Ударная вязкость, не
менее
Твёрдость по НВ, не
более
Сталь
МПа МПа % % Н×м/см
2
40 570 320 16 45 60 217
20Н2М 600 390 21 56 120 200
30ХМА 610 400 20 62 180 229
15НЗМА 650 500 22 60 180 229
15Х2НМФ 700 630 16 63 140 255
Импортные штанги
Таблица 4.72
Номинальный размер
Диаметр штанги Длина штанги, L
дюймы мм футы мм
5/8
15,90 25,00 7620,00
30,00 9140,00
3/4
19,00 25,00 7620,00
30,00 9140,00
7/8
22,20 25,00 7620,00
30,00 9140,00
1
25,40 25,00 7620,00
30,00 9140,00
1 1/8
28,60 25,00 7620,00
30,00 9140,00
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
319
Штанговые скважинные насосы
Насосы разделяются на невставные или трубные и вставные.
Основные особенности их состоят в следующем.
Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных
трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах.
Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру
всасывающим клапаном.
Рисунок 4.35 - Принципиальная схема скважинных штанговых
насосов: а - невставной насос с штоком типа НГН-1; б - невставной
насос с ловителем типа НГН-2;
1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-
удлинители, 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 -
второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана;
в - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 -
замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка