Оборудование штанговых насосных скважин. (Лекция 7)

1. Оборудование штанговых насосных скважин

Насосные штанги
Штанговые насосы
Станки-качалки
Цепной привод

2. Штанговая колонна

• является передаточным звеном от
балансира станка-качалки к насосу и
представляет собой гибкую упругую нить,
предназначенную,в основном, для несения
только растягивающей нагрузки.
Отношение ее диаметра к длине в среднем
равно 0,00002.

3. Проблемы эксплуатации штанговой колонны

• 1.Появление продольного изгиба
• В течение каждого цикла работы насоса штанги испытывают
переменные нагрузки. Число перемен нагрузки в среднем
составляет 7—17 тысяч в сутки. Нижняя часть колонны штанг
разгружена под действием силы Архимеда от собственного
веса. При ходе штанг вниз в насосе возникают силы
сопротивления, направленные против движения штанг. В
результате штанговая колонна при ходе вниз сжимается.
• Сжимающие нижнюю часть колонны усилия приводят ее
к продольному изгибу, ограниченному стенками труб.
Следствие продольного изгиба — возникновение
дополнительных напряжений в штангах от изгиба,
усиление износа штанговых муфт и труб, а также ослабление
резьбовых соединении штанг.

4. Развинчивание штанг

• В штанговой колонне имеется большое число
резьбовых соединений (в среднем более 100),
что создает сравнительно высокую
вероятность самопроизвольного отвинчивания
штанг. Основными причинами этого вида
неполадок являются недостаточное крепление
резьбовых соединений, плохая смазка и
загрязнение резьб, упорных поверхностей
торцов муфт и буртиков головок штанг. Играет
роль также продольный изгиб нижней части
колонны при применении насосов среднего и
большого диаметра.

5. Коррозионный износ

• Штанги постоянно работают в жидкости,
свойства и состав которой существенно влияют
на работоспособность штанг.
• В качестве базовых в условиях ОАО «Татнефть»
рекомендуются к применению штанги из стали
класса С, для особых условий — класса К (сильно
коррозионная среда) и Д (повышенные нагрузки,
откачка из высокодебитных скважин). Во избежание
концентрации напряжений, которые могут вызвать
преждевременное усталостное разрушение,
рекомендуется применять муфты гладкого
исполнения.

6. Износ муфт

• Штанговые муфты во многих местах соприкасаются с
внутренней поверхностью труб и изнашиваются. Износ
муфт приводит иногда к поломке их или нарушению
резьбового соединения. Особенно часты эти неполадки
в скважинах со значительной кривизной ствола.
• В наклонно-направленных скважинах для
предотвращения истирания штанг и НКТ рекомендуется
применять центраторы. Центраторы изготавливаются
из полимерных материалов способом литья под
давлением на тело штанги. Для оснащения
центраторами используются штанги, изготовленные по
ТУ 26-0210-39-92, ГОСТ 13877-80, ГОСТ 13877-96 и
спецификации 11В АНИ.

7. Усталостные процессы в материале штанг

Вследствие неоднородности состоящего из разно ориентированных
кристаллов и аморфных частиц, напряжения в разных частях любого сечения
штанги не одинаковы.
Некоторые точки с завышенным напряжением
окажутся и на поверхности штанги. В этих
местах из-за переменности нагрузки с течением времени происходит
микроскопический сдвиг частиц металла и постепенно образуется
трещина (невидимая даже при сильном оптическом увеличении). Трещина
увеличивается.
Площадь излома имеет зернистую структуру и светлый оттенок — по этой
части сечения и происходит излом
Усталостные трещины образуются также по следующим причинам:
Наличие на поверхности штанг механических повреждений (рисок, лунок) от
ударов металлическими предметами. На дне риски (особенно поперечной)
или лунки создается концентрация напряжений и трещина начинает быстро
увеличиваться.
Проявление перенапряжений в поверхностном слое металла, возникающего
из-за изгиба штанги при ее транспортировке или подъемно-спускных
операциях. Поэтому необходимо тщательно следить за тем, чтобы дефектные
штанги не попали

8.

• В зависимости от режима работы ШСНУ колонна
насосных штанг может быть одноступенчатой и
многоступенчатой. Каждая ступень должна состоять
из штанг одного типоразмера. В многоступенчатых
колоннах, как правило, применяют штанги одной
марки стали и одного вида термической обработки.
Длина каждой ступени должна быть подобрана
таким образом, чтобы все ступени колонны были
одинаково нагружены по значению приведенного
напряжения, а в случае применения штанг из
разных марок стали или вида термической
обработки — с учетом различия в допустимых
приведенных напряжениях.

9. Выбор колонны штанг

максимальное напряжение
цикла
минимальное
напряжение цикла
амплитудное
напряжение
.
приведенное
напряжение
max
Pmax
f шт
min
Pmin
f шт
max min
a
2
пр max · a

10. Расчёт «утяжелённого низа» штанговой колонны

Длина утяжеленных штанг,
предотвращающих продольный изгиб нижней части штанговой
колонны
L т .шт
Pт .шт
q т .шт
,
Где Pт.шт — общий вес утяжеленных штанг в жидкости, Н;
qт.шт — вес в жидкости 1 м утяжеленных штанг

11.

Значение предельной амплитуды а.пред примерно в 2
раза меньше приведенного напряжения, рассчитанного
по И.А. Одингу.
Поэтому обязательным условием прочности штанг
должно быть:
a a доп
пр доп
2
Где пр доп — допустимое приведенное напряжение.

12. Трубы гладкие и муфты к ним

Труба
Муфта
Условный
диаметр
трубы,
мм
89
Толщина
стенки,
мм
6,5
73
5,5
73
60
7
5
Внутренний
диаметр,
мм
Масса
1м
гла
дко
й
тру
бы,
кг
75,9
13,2
62
59
50,3
Объем 1 м
трубы, л
Наружн
ый
диа
мет
р, м
м
Длина, мм
Масса,
кг
4,52
108
146
3,6
9,2
11,4
3,02
2,73
88,9
88,9
132
132
2,4
2,4
6,8
1,99
110
1,3
73
При эксплуатации нефтяных скважин среднего и нижнего карбона, продукция которых содержит сероводород
и другие коррозионно-активные вещества, трубы подвергаются сульфидному коррозионному растрескиванию
под напряжением. Для исключения указанного вида разрушения необходимо проводить выбор марок труб и
расчет лифтовых колонн с учетом опасности его проявления.
В скважинах среднего и нижнего карбона применение труб с высокими пределами текучести по ГОСТ 633-80
не рекомендуется из-за повышенной склонности к сульфидному растрескиванию материала труб и муфт
(группы Е, Л, М). В этих условиях целесообразно применение отечественных стальных труб группы
прочности Д.

13. Характеристики штанг

ГОСТ 13877-80,
ТУ 26-0210-39-92
Характеристика штанг
Спецификация 11В АНИ
Обозначение штанг
ШН-16
ШН-19
ШН-22
ШН-25
5/8
3/4
7/8
1
Диаметр тела штанги
(d), мм
16,00
19,00
22,00
25,00
15,90
19,05
22,23
25,40
22,0
32,
0
26,0
35,
0
26,0
35,
0
33,0
38,
0
22,2
31,
8
25,4
31,
8
25,4
31,
8
33,3
38,
1
8000
8000
8000
8000
7580
7590
7600
7610
Размер цапфы под
ключ, мм:
Ширина (Ws)
Длина (Wl)
Длина штанги (L), мм
Длина укороченной
штанги, мм
1000, 1200, 1500, 2000
1200, 1800, 2410, 3020
Марка стали
Класс К — 20Н2М
Класс С — 40Г2
Класс D — 40ХГМ
И другие по ГОСТ 4543-71 или
ГОСТ 1050-88
Определяется производителем
Минимальный предел
текучести, МПа
Прочность на
разрыв, МПа
Класс К — 414
Класс С — 414
Класс D — 586
Класс К — 414
Класс С — 414
Класс D — 586
Класс К — 620…793
С — 620…793
D — 793…965
Класс К — 620…793
С — 620…793
D — 793…965

14. Приводы штангового насоса

Привод предназначен для приведения
колонны насосных штанг в возвратнопоступательное движение. Как правило,
в состав привода штангового насоса
входят электродвигатель,
клиноременная передача, редуктор,
механизм преобразования
вращательного движения в возвратнопоступательное и подвеска устьевого
штока.
1 — электродвигатель;
2 — клиноременная передача;
3 — редуктор;
4 — механизм преобразования
вращательного движения в возвратнопоступательное;
5 — подвеска устьевого штока

15.

• Подавляющее большинство применяемых в
настоящее время приводов штангового насоса
(станков-качалок) балансирного типа,
механического действия, с преобразующим
механизмом, выполненным на основе
шарнирного четырехзвенника
• С точки зрения увеличения срока службы
штанговой колонны предпочтительны режимы
откачки с максимальной длиной хода,
обеспечиваемой данным приводом при
минимальном диаметре скважинного насоса.

16.

• Исходя из условий эксплуатации скважин в ОАО
«Татнефть», для группы скважин эксплуатирующих
горизонты Д0 — Д1 необходимы приводы с
максимальной нагрузкой в точке подвеса штанг 60 и
80 кН (выбор для конкретной скважины
определяется диаметром насоса, глубиной
подвески и глубиной погружения под уровень).
• Базовыми для рассматриваемой группы скважин
могут быть признаны приводы типа ПНШ

17.

• Если все рассматриваемые приводы
грузоподъемностью 80 кН имеют
максимальную длину хода 3 м, то приводы
грузоподъемностью 60 кН разных
модификаций имеют разную величину
максимальной длины хода, — от 2,1 м
• При условии предпочтительной реализации
максимальной длины хода приводы с длиной
хода 3 м обеспечивают снижение частоты
качаний и соответственное увеличение
долговечности работы штанг по сравнению с
приводами с длиной хода 2,1 м на величину
порядка 40 %.

18.

• Для скважин эксплуатирующих горизонт С1
оптимальными являются приводы
грузоподъемностью 60 кН
• Для скважин эксплуатирующих горизонт С2
достаточна грузоподъемность привода
40 кН

19. Насосно-компрессорные трубы

• Насосно-компрессорные трубы (НКТ),
применяемые для эксплуатации скважин
штанговыми насосами, изготавливаются в
соответствии с ГОСТ 633-80. Они
подразделяются на следующие виды:
• трубы гладкие;
• трубы гладкие высокогерметичные (НКМ);
• трубы с высаженными наружу концами (В);
• трубы безмуфтовые с высаженными наружу
концами (НКБ).

20.

• Для эксплуатации скважин штанговыми
насосами в ОАО «Татнефть» базовыми
являются трубы гладкие с условным
диаметром трубы 73 и 60 мм. Для насосов
большого диаметра, а также при
эксплуатации скважин с ВВН находят
применение трубы диаметром 89 мм.

21. Трубы гладкие и муфты к ним. Размеры

Труба
Муфта
Условны
Внутрен Масса
й
Толщина
ний
гладкой
диаметр стенки,
диаметр, трубы,
трубы,
мм
мм
кг
мм
Наружн
Объем
ый
Длина, м
трубы, л диаметр,
м
мм
Масса,
кг
89
6,5
75,9
13,2
4,52
108
146
3,6
73
73
5,5
7
62
59
9,2
11,4
3,02
2,73
88,9
88,9
132
132
2,4
2,4
60
5
50,3
6,8
1,99
73
110
1,3

22. Проблемы эксплуатации НКТ

• При эксплуатации нефтяных скважин среднего и нижнего
карбона, продукция которых содержит сероводород и другие
коррозионно-активные вещества, трубы подвергаются
сульфидному коррозионному растрескиванию под
напряжением. Для исключения указанного вида разрушения
необходимо проводить выбор марок труб и расчет лифтовых
колонн с учетом опасности его проявления.
• В скважинах среднего и нижнего карбона применение труб с
высокими пределами текучести по ГОСТ 633-80 не
рекомендуется из-за повышенной склонности к сульфидному
растрескиванию материала труб и муфт (группы Е, Л, М). В этих
условиях целесообразно применение отечественных стальных
труб группы прочности Д.

23.

• усталостные процессы в трубах проявляются во
много раз слабее, чем в штангах. Обрыв труб
вследствие усталости металла — редкое явление.
Трубы с гладкими концами обрываются по
наиболее нагруженному сечению, т. е. по первой
нитке резьбы.
• Наиболее существенная неполадка в трубах при
эксплуатации скважин — это потеря герметичности
резьбовых соединений. Нарушение герметичности
приводит к потерям в текущей добыче нефти и
сложным дорогостоящим ремонтным работам.

24.

• Герметичность соединений труб зависит от
свойств откачиваемой жидкости.
• При откачке чистой нефти обычной вязкости
(не говоря уже о высоковязкой нефти) утечки в
резьбовых соединениях наблюдаются очень
редко.
• Промысловая практика показывает также, что
утечки наблюдаются редко и при
обводненности скважин до 50—60%.
• Но при возрастании обводненности за
пределы 60% частота утечек и их
интенсивность резко увеличиваются.

25.

Герметичность насосных труб зависит также от
следующих показателей.
• Величины крутящего момента, развиваемого
при креплении резьбовых соединений.
Недостаточная величина крутящего момента
способствует возникновению течи. Чрезмерно
большой крутящий момент вызывает
преждевременный износ резьбы.
• Чистоты резьбы и хорошей ее смазки. Смазка
должна содержать антифрикционные
компоненты.
• Числа свинчиваний и развинчиваний, т. е.
частоты подземных ремонтов с подъемом
труб.

26. Трубы с покрытиями

• С целью предотвращения отложения парафина и солей на
трубах, а также защиты от коррозии, внутреннюю поверхность
НКТ покрывают защитным составом. Покрытие производится на
Бугульминском механическом заводе (БМЗ).
• Для покрытия НКТ используются полимерные материалы.
• Покрытие наносится на всю внутреннюю поверхность трубы,
торцевые части и первые 2 — 3 витка резьбы. У муфт резьба
покрывается только на расстоянии 8 — 12 витков в центральной
ее части (т. е. 4 — 6 витков с каждой стороны от центра). Таким
образом, при свинчивании у НКТ защищается как внутренняя
часть трубы, так и резьбовая часть муфтового соединения.
Полимерное покрытие имеет невысокую термостойкость, что
необходимо учитывать при эксплуатации.

27. ГЛУБИННЫЕ НАСОСЫ

• Глубинный штанговый насос — вертикальный, одинарного
действия, с проходным плунжером. Ходы всасывания и нагнетания у него совпадают и осуществляются при движении плунжера вверх. При движении плунжера вниз происходит «холостой» ход. Такие насосы имеют номинальные диаметры от 28
до 93 мм. Насосы классифицируют в зависимости от их
диаметров:
• малого диаметра 28. 32, 38, 43 мм
• среднего диаметра
55 мм
• большого диаметра68, 82, 93 мм и более
• Насосы бывают невставные (трубные) и вставные: у первых
цилиндр монтируется на резьбе на конце насосных труб и
спускается в скважину вместе с трубами; у вторых он
предусмотрен внутри насосных труб.
• Большим преимуществом вставного насоса является то, что для
его смены или проверки состояния насоса нет необходимости
поднимать и спускать трубы, что намного упрощает и ускоряет
подземный ремонт, удлиняет срок службы резьбовых соединений труб.