Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН
Номинальная длина хода устьевого штока, м
Число ходов балансира в минуту
Масса, кг
СКЗ-1, 2-630
30
1,2
5-15
3787
СК5-3-2500
50
3
5-15
9500
СК6-2Д-2500
60
2,1
5-15
8600
СК12-2,5-4000
120
2,5
5-15
14415
СК8-3,5-4000
80
3,5
5-12
14200
СК8-3,5-5600
80
3,5
5-12
14245
СКЮ-3-5600
100
3
5-12
14120
Таблица 2.5
|
Станок-качалка |
Показатели |
||||
|
Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН |
Номинальная длина хода устьевого штока, м |
Число ходов балансира в минуту |
Масса, кг |
||
|
СКДЗ-1,5-710 |
30 |
1,5 |
5-15 |
3270 |
|
|
СКД4-2Д-1400 |
40 |
2,1 |
5-15 |
6230 |
|
|
СКД6-2,5-2800 |
60 |
2,5 |
5-14 |
7620 |
|
|
СКД8-3-4000 |
80 |
3 |
5-14 |
11600 |
|
|
СКДЮ-3,5-5600 |
100 |
3,5 |
5-12 |
12170 |
|
|
СКД12-3-5600 |
120 |
3 |
5-12 |
12065 |
|
Отличительные особенности станков-качалок типа СКД: кинематическая схема преобразующего механизма несимметричная (дезаксиальная) с углом дезаксиал 9° с повышенным кинематическим отношением 0,6; меньшие габариты и масса; редуктор установлен непосредственно на раме станка-качалки без подредукторной тумбы.
В шифре станка-качалки типа СК, например СК6-2,1-2500 указано: 6 — наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 2,1 — наибольшая длина хода устьевого штока в м; 2500 — наибольший допускаемый крутящий момент на ведом валу редуктора в кгс*м (1 кгс*м = 10 -2 кН*м).
|
Насос |
Условный диаметр, мм |
Длина хода плунжера, мм |
Концентрация механических примесей, г/л |
Вязкость добываемой жидкости, Па*с, не более |
Объемное содержание свободного газа, %, не более |
Водородный показатель рН |
|
|
НВ1Б |
29, 32, 38, |
1200-6000 |
|||||
|
44,57 |
|||||||
|
НВ2Б |
32, 38, 44, |
1800-6000 |
|||||
|
57 |
|||||||
|
НН2Б |
32, 44, 57, |
1200-4500 |
<1,3 |
4,2-6,8 |
|||
|
70, 95 |
|||||||
|
НВ1С |
29, 32, 38, |
1200-3500 |
|||||
|
44, 57 |
|||||||
|
НН1С |
29, 32, 38, |
900 |
0,025 |
10 |
|||
|
44, 57 |
|||||||
|
НН2БУ |
44, 57 |
1800-3500 |
|||||
|
ННБА |
70, 95, 102 |
2500-4500 |
|||||
|
НВ1БИ |
29, 32, 38, |
1200-6000 |
|||||
|
44,57 |
|||||||
|
НН2БИ |
32, 44, 57, |
1200-4500 |
>1,3 |
6-8 |
|||
|
70,95 |
|||||||
|
НВ1ВТИ |
44,57 |
1200-3000 |
|||||
|
НН2БТИ |
44,57 |
1200-3000 |
|||||
|
НВ1БД1 |
38/57, 57/44 |
1800-3500 |
0,3 |
||||
|
ННБД1 |
44/29,57/31, |
1800-3500 |
<1,3 |
25 |
4,2-6,8 |
||
|
70.44 |
|||||||
|
НВ1БД2 |
38.57 |
1800-3500 |
0,025 |
||||
Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Скважинные насосы изготовляют следующих типов (рис. 2.4):
НВ1 — вставные с замком наверху;
НВ2 — вставные с замком внизу;
НН — невставные без ловителя;
НН1 — невставные с захватным штоком;
НН2 — невставные с ловителем
Рис. 2.4 Скважинные штанговые насосы
Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:
а) по цилиндру:
Б — с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;
С — с составным (втулочным) цилиндром;
б) — специальные:
Т — с полым (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;
А — со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;
Д1 — одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;
Д2 — двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;
У — с разгруженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечивающим снятие с цилиндра циклической нагрузки при работе.
Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные.
в) по стойкости к среде:
без обозначения — стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л — нормальные;
И — стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л — абразивостойкие.
Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. При этом в зависимости от размера зазора в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы четырех групп посадок (табл.2.7).
Таблица 2.7
|
Группа посадки |
Размер зазора между цилиндром и плунжером насоса в мм, при исполнении цилиндра |
||
|
Б |
С |
||
|
0 |
<0,045 |
<0,045 |
|
|
1 |
0,01-0,07 |
0,02-0,07 |
|
|
2 |
0,06-0,12 |
0,07-0,12 |
|
|
3 |
0,11-0,17 |
0,12-0,17 |
|
Цилиндры насосов изготовляют двух исполнений:
ЦБ — цельный (безвтулочный), толстостенный;
ЦС — составной, из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.
Исходя из назначения и области применения скважинных насосов плунжеры и пары «седло-шарик» клапанов выпускают различных конструкций, материальных исполнений их рабочих поверхностей.
Плунжеры насосов изготовляют четырех исполнений:
П1Х — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;
ШХ — то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце;
П1И — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;
П2И — то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце.
Скважинные насосы нормального исполнения по стойкости в среде, применяемые для подъема жидкости с незначительным содержанием (до 1,3 г/л механических примесей, комплектуются плунжерами исполнения П1Х или ШХ с парами «седло-шарик» исполнения К или КБ. Скважинные насосы абразивностойкого исполнения И, применяемые преимущественно для подъема жидкости, содержащей более 1,3 г/л механических примесей, комплектуются плунжерами исполнения П1И или П2И и парами «седло-шарик» исполнения КИ.
Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей, максимально унифицированных.
штанговая скважинная насосная установка
Скважинные насосы типа НВ1 выпускаются шести исполнений: НВ! С — вставной с замком наверху, с втулочным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;
НВ1Б — вставной с замком наверху, с безвтулочным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;
НВ1БИ — то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;
НВ1БТИ — то же, с полым штоком;
НВ1БД1 — вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;
НВ1БД2 — вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.
Скважинные насосы, всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.
Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения: НВ2Б — вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде.
Скважинные насосы типа НН выпускают двух исполнений:
ННБА — невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одноплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.
ННБД1 — невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.
Скважинные насосы типа НН1 изготовляют одного исполнения: НН1С — невставной с захватным штоком, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде.
Скважинные насосы типа НН2 выпускают пяти исполнений:
НН2С — невставной с ловителем, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;
НН2Б — невставной с ловителем, цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;
НН2БИ — то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;
НН2БТИ — то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;
НН2БУ — невставной с ловителем, разгруженным цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде.
Все насосы типа НН2 — одноплунжерные, одноступенчатые.
|
Штанга |
Номинальный диаметр |
Размеры квадратной части |
|||
|
штанги |
Резьбы штанги |
головки |
Штанги |
||
|
(по телу) |
(наружный) |
||||
|
ШН 16 |
16 |
23,824 |
35 |
22 |
|
|
ШН 19 |
19 |
26,999 |
35 |
27 |
|
|
ШН 22 |
22 |
30,17 |
35 |
27 |
|
|
ШН 25 |
25 |
34,936 |
42 |
32 |
|
Штанговые муфты выпускают следующих типов:
соединительные МШ — для соединения штанг одинаковых размеров;
переводные МТТТП — для соединения штанг разных размеров.
Муфты каждого типа изготовляют в исполнении 1-е «лысками» под ключ и в исполнении II — без «лысок».
Муфты в основном изготовляют из углеродистой стали марок 40 и 45. Предусматривается также изготовление муфт из легированной стали марки 20Н2М для эксплуатации в тяжелых условиях. Муфты, как правило, подвергают поверхностной термообработке ТВЧ.
Штанги поставляют с плотно навинченными на один конец муфтами. Открытая резьба штанги и муфты предохраняется колпачками или пробками.
Каждую штангу маркируют на двух противоположных сторонах каждого квадрата. На одну сторону квадрата наносят товарный знак или условное обозначение предприятия-изготовителя и условный номер плавки. На другой стороне квадрата проставляют марку стали, год выпуска, квартал и технологическую маркировку предприятия изготовителя. Штангу, подвергнутую обработке ТВЧ, маркируют на третьей стороне каждого квадрата буквой «Т».
Основные параметры, используемые при выборе колонны насосных штанг для обычных условий, — это максимальная нагрузка на штанги и ее возможные колебания. Для быстрого и правильного подбора штанговых колонн следует пользоваться таблицами и специальными номограммами.
Для обеспечения наибольшего срока службы насосных штанг требуются тщательное наблюдение за каждым комплектом штанг, спускаемых в скважину, и своевременная отбраковка негодных.
Насосные штанги и муфты к ним выпускают:
для легких условий работы — из стали марки 40, нормализованные;
для средних и среднетяжелых условий работы — из стали марки 20Н2М, нормализованные;
для тяжелых условий работы — из стали марки 40, нормализованные с последующим поверхностным упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ и из стали ЗОХМА, нормализованные с последующим высоким отпуском и упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ;
для особо тяжелых условий работы — из стали марки 20Н2М, нормализованные с последующим упрочнением тела штанги ТВЧ. Данные о механических свойствах материалов штанг приведены в таблице 2.9
ГОСТ предусматривает изготовление штанг диаметром 12; 16; 19; 22 и 25 мм длиной 8 м. Допускается выпуск штанг длиной 7,5 м в количестве не более 8 % от числа штанг длиной 8 м. Кроме штанг нормальной длины, для подбора необходимой длины подвески изготовляют штанги укороченные длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и Зм
Таблица 2.9
|
Марки стали |
Вид термической обработки |
Временное сопротивление разрыву, МПа |
Предел текучести, МПа |
Относительное удлинение, % |
|
|
40 |
Нормализация или нормализация |
570 |
320 |
16 |
|
|
20Н2М |
с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ То же |
600 |
390 |
21 |
|
|
Объемная закалка и высокий |
630 |
520 |
18 |
||
|
ЗОХМА |
отпуск Нормализация и высокий отпуск |
610 |
400 |
20 |
|
|
15НЗМА |
с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ Нормализация с последующим |
650 |
500 |
22 |
|
|
15Х2НМФ |
поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск |
700 |
630 |
16 |
|
Основные виды износа и разрушения насосных штанг
Переменная нагрузка на штанги вызывает усталость, приводящую к внезапному обрыву. При расчете штанг принимается, что напряжения растяжения (сжатия) по поперечному сечению штанг одинаковы в любых точках сечения. В действительности в некоторых точках сечения оно меньше, чем расчетное. В этих точках штанги с течением времени происходит микроскопический сдвиг частиц металла и постепенно образуется трещина, являющаяся концентратором напряжения. Концентрация напряжений развивает трещину, вследствие чего через некоторый момент времени происходит обрыв.
Усталостные трещины образуются также по следующим причинам.
1. Наличие на поверхности штанг механических повреждений от ударов металлическими предметами. На дне риски создается концентрация напряжения и развивается трещина.
2. Появление перенапряжений в поверхностном слое металла, возникших вследствие изгиба штанги при ее транспортировке или спуско-подъемных операциях.
Из-за усталости металла происходит почти 100% всех обрывов. Промысловые наблюдения показали, что более 50% обрывов штанг происходит по резьбе. На обрывы в резьбе также влияет крутящий момент, прилагаемый при затяжке резьбы во время спуска штанг в скважину. Оптимальный крутящий момент для штанг диаметрами 16, 19, 22 и 25 мм равен соответственно 0,3; 0,5; 0,7 и 1,05 кН*м. На усталостную прочность большое влияние оказывает также рабочая среда, то есть свойства откачиваемых жидкости и газа. Особенно сильное (коррозионное) воздействие оказывает водный раствор сероводорода. Исследуя усталостную прочность материалов штанг в условиях агрессивной среды, установлена причина снижения предела усталости. Причина этого явления в том, что находящиеся в жидкости поверхностно-активные вещества адсорбируются на поверхности металла, в том числе и в мельчайших трещинах, и при переменной нагрузке на штанги не дают возможности силам сцепления между частицами металла сомкнуть цепь. В результате концентрация напряжений в трещинах увеличивается, и трещины быстро развиваются. Поэтому при расчете штанг необходимо учитывать коррозионный предел усталости.
Причина преждевременного выхода штанг из строя — износ муфт. В искривленных скважинах штанговые муфты истираются о насосные трубы, бывают случаи истирания насосных труб. В таких случаях следует применять закаленные шлифованные штанговые муфты, имеющие меньший коэффициент трения, или устанавливать скребки-завихрители, закаленные ТВЧ. Скребки соприкасаются с насосной трубой большей поверхностью, уменьшается удельное давление на трубу и скребок изнашивается медленнее, чем штанговая муфта. В местах резкого искривления скважин на насосных штангах ставят роликовые фонари.
1. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, М., Недра, 1989.
2. Юрчук А.М., Истомин А.З., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.
3. Мищенко И.Т., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.
4. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н., Спутник нефтяника и газовика, М., Недра, 1986.
5. Сулейманов А.В., Карапетов К.А., Яшин А.С., Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин, М., Недра, 1984.
6. Бухаленко Е.И., Бухаленко В.Е., Оборудование и инструмент для ремонта скважин, М., Недра, 1991.
7. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С., Техника и технология капитального ремонта скважин, М., Недра, 1987.
8. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г., Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, М., Недра, 1985.
9. Материалы НГДУ.Ю. Куцын П.В., Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности, М., Недра, 1987.
11. Бойко В.С., Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М., Недра, 1990.
12. Уметбаев В.Г., Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин, М. Недра, 1989.
13. Махмудов С.А., Абузерли М.С., Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов, М., Недра, 1995.
