Оборудование штанговых насосных скважин. (Лекция 7) презентация

представляет собой гибкую упругую нить, предназначенную,в основном, для несения только растягивающей нагрузки. Отношение ее диаметра к длине в среднем равно 0,00002.

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.

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.

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.

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.

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

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.

напряжение

.

части штанговой колонны

,
Где Pт.шт — общий вес утяжеленных штанг в жидкости, Н;
qт.шт — вес в жидкости 1 м утяжеленных штанг

рассчитанного по И.А. Одингу.
Поэтому обязательным условием прочности штанг должно быть:

Где [σпр]доп — допустимое приведенное напряжение.

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.

движение. Как правило, в состав привода штангового насоса входят электродвигатель, клиноременная передача, редуктор, механизм преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное и подвеска устьевого штока.

1 — электродвигатель;
2 — клиноременная передача;
3 — редуктор;
4 — механизм преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное;
5 — подвеска устьевого штока

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.

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 

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 %.

эксплуатирующих горизонт С2 достаточна грузоподъемность привода 40 кН

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).

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 диаметра 68, 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.