Файл: Учебное пособие " скважинная добыча нефти и газа".doc

Рис. 10.4. Клапанные узлы: а - нагнетательный клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм);

б - всасывающий клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм);

1 - клетка клапана; 2 - шарик; 3 - седло клапана; 4 - ниппель или ниппель-конус


Рис. 10.5. Нижний нагнетательный клапан насосов НГН-2 с ловителем для захвата

штока всасывающего клапана: 1- 3 - см. рис. 10.4; 4 - корпус ловителя; 5 - ловитель

 

Необходимо также указать на существование специальных насосов, спускаемых на трубчатых штангах. Их шифр содержит букву Т, например НГН2Т. Это означает: насос глубинный невставной типа 2, для трубчатых штанг. При откачке жидкости с большим содержанием песка и взвеси, для предотвращения попадания этой взвеси в зазор между цилиндром и плунжером и заклинивания, откачиваемая жидкость из плунжера попадает не в насосные трубы, а в полые (трубчатые) штанги и по ним поднимается на поверхность. В качестве трубчатых штанг используются те же трубы, но малого диаметра (48 - 60 мм). Принципиальное отличие насосов для трубчатых штанг состоит только в том, что нагнетательный клапан (один или два) располагается в нижней части плунжера. Верхняя часть плунжера через специальный переводник соединяется с трубчатыми штангами. Поэтому жидкость не попадает в пространство между насосными трубами и трубчатыми штангами. В остальном конструкция этих насосов не отличается от обычных. Насосы для трубчатых штанг могут быть как вставные, так и невставные. Кроме того, разработаны конструкции специальных насосов других типов и назначений, например для раздельной добычи нефти.

10.4.2. Штанги

Обычные штанги выпускаются четырех номинальных размеров по диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанги имеют утолщенные головки с квадратным сечением для захвата специальными ключами при свинчивании и развинчивании колонны штанг. Штанги соединяются штанговыми муфтами (рис. 10.6, табл. 10.1).

Кроме штанг нормальной длины (8 м) выпускаются укороченные штанти 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.

 

---

Рис. 10.6. 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 табл. 10.2 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, 95 мм), 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 - 360 кг. Это улучшает условия работы нижней части колонны штанг, но одновременно сокращает предельную глубину подвески насоса.

При креплении штанг рекомендованы следующие предельные крутящие моменты:

 

Диаметр штанг, мм ………………………… 16 19 22 25

Крутящий момент, Н-м …………………….. 300 500 700 1000

Таблица 10.1

Характеристики штанг и муфт

Штанги				Муфты соединительные				Масса, кг		Масса колонны в воздухе, кг/м	Площадь сечения штанги, см2
Диаметр, мм		Длина, мм		диаметр, мм		длина, мм		штанги	муфты
HP	ПО	HP	ПО	HP	ПО	HP	ПО
16	+0,3 - 0,5	8000	±50	38	- 0,8	80	±l	12,93	0,398	1,67	2,01
19				42		82		18,29	0,545	2,35	2,84
22	+0,4 - 0,5			46		90		24,50	0,640	3,14	3,80
25				55		102		31,65	1,150	4,09	4,91

---

 

имечанис. HP - нормальный размер, мм; ПО - предельное отклонение, мм

Таблица 10.2

Прочностные характеристики штанг и условия их использования

Сталь	Термообработка	Условия работы в скважине
40	Нормализация	Для легких условий эксплуатации: малые подвески, отсутствие корродирующей среды с допускаемым приведенным напряжением σ < 70 МПа
20НМ	»	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 о ^120 Мпа Для насосов 56, 70, 95 мм о < 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

 

Частые спуски и подъемы штанг приводят к увеличению частоты обрывов штанг. Соответствующими инструкциями регламентируются правила хранения, перевозки и сборки штанг и штанговых колонн.

10.4.3. Насосные трубы

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) бывают с гладкими и высаженными (равнопрочные) концами. Трубы с гладкими концами имеют постоянный диаметр по длине и поэтому в местах нарезки под муфтовые соединения несколько ослаблены. Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщенные концы в местах нарезки под муфтовые соединения и поэтому повышенную прочность нарезанной части трубы.

По длине НКТ разделяются на три группы: 1 - от 5,5 до 8м; II - 8 - 8,5 м; III - 8,5 - 10 м.

Трубы изготавливаются из сталей пяти групп прочности: Д, К, Е, Л, М. Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К, Е, Л, М, а также все трубы с высаженными концами под вергаются термообработке (табл. 10.3).

Таблица 10.3

Основные показатели групп прочности стали труб

---

Показатели	Д	К	E	Л	М
Временное сопротивление σв, МПа	650	700	750	800	900
Предел текучести σт, МПа	380	500	550	650	750

 

Основные характеристики НКТ, применяемых при добыче нефти, приведены в табл. 10.4. Условный диаметр трубы с точностью до нескольких десятых долей миллиметра совпадает с наружным диаметром тела трубы.

НКТ в скважинах, особенно при ШСНУ, несут большую нагрузку. Кроме растяжения от действия собственного веса они подвержены нагрузке от веса столба жидкости, заполняющей НКТ, и иногда от веса колонны штанг при их обрыве в верхней части или при посадке плунжера на шток всасывающего клапана. В искривленных скважинах они подвергаются трению штанговыми муфтами. При больших противодавлениях на устье еще добавляется сила, равная произведению устьевого давления на площадь трубы (в свету). Обычно коэффициент запаса прочности принимают равным 1,3 - 1,5, считая по нагрузке, соответствующей напряжению текучести σт.

Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме указываются условный диаметр, толщина стенки (мм), товарный знак завода, группа прочности (буква), месяц и год выпуска. Толщина стенок указывается только для труб 73 и 89 мм, которых может быть две (см. табл. 10.4).

Таблица 10.4

Характеристики насосно-компрессорных труб

Условный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Внутренний диаметр, мм	НКТ гладкие					НКТ равнопрочные
			Страгивающая нагрузка (Тс) для резьбового соединения при σ = σт					Нагрузка (Тс) в теле трубы при σ = σт
			Д	К	E	л	м	Д	К	E	Л	м
48	4	40,3	11,87	15,6	17,15	20,3	23,4	21,1	27,9	30,6	36,3	41,9
60	5	50,3	20,8	27,4	30,15	35,6	41,1	33,0	43,4	47,5	56,4	65,1
73	5,5	62	29,4	38,7	42,6	50,5	58,3	44,3	58,3	64,1	75,9	87,6
89	6,5	76	44,6	58,5	64,5	76,25	88,0	63,9	84,1	92,5	109,4	126,2
102	6,5	88,6	45,9	60,8	66,4	78,5	90,6	73,7	97,1	106,8	126,1	145,5
114	7	100,3	56,7	74,6	82,2	97,2	112,1	89,6	117,9	129,7	153,1	176,6

---

 

Правильное сопряжение резьбовых соединений НКТ достигается при приложении крутящего момента определенной величины, а именно:

Условный диаметр трубы, мм ..48 60 73 89 102 114

Крутящий момент, Н-м ....500 800 1000 1300 1600 1700 - 2000

Поэтому важно использовать автоматы для свинчивания и развинчивания НКТ со специальным фрикционным регулятором момента.

Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений, а также их транспортировка без предохранительных колец и деревянных заглушек.

Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их спуска на большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с большим диаметром вверху и малым внизу. Для работы в коррозионной среде находят все большее применение НКТ с внутренним покрытием лакокрасками, эмалями или металлическим покрытием из алюминия.

Специально для сверхглубоких скважин созданы трубы из алюминиевого сплава. Их малая масса при незначительном уменьшении прочности позволяет спускать НКТ на большую глубину.

В Татарии широкое применение нашли остеклованные НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом для предотвращения отложений парафина.

Все перемещения партии труб регистрируются в специальном журнале учета работы НКТ. Отбракованные трубы обязательно исключаются из партии и не используются для спуска в скважины.

Категорически запрещается обстукивание муфтовых соединений НКТ кувалдой для расслабления резьбового соединения, что, к сожалению, довольно часто практикуется на промыслах. Прочность резьбового соединения после такой операции резко снижается и увеличивается вероятность появления утечек или обрыва труб.

10.4.4. 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 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 4 МПа. Это усложняет конструкцию устьевого оборудования и повышает к нему технические требования. Типичной обвязкой устья скважины

---