Штанги изготовляют диаметром 16, 19, 22 и 25 мм. Средняя длина штанги 8 м, на концах ее высажены утолщенные головки, на которых имеются резьба и участок с квадратным сечением для захвата ключом.
Кроме обычных по длине штанг, заводами поставляются укороченные штанги--«метровки» длиной 1000, 1500, 2000, 2500 и 3000 мм. Эти штанги предназначены для регулирования длины колонны штанг в зависимости от глубины подвески насоса и положения его плунжера в цилиндре.
Рис. 110. Насосная штанга
Штанги соединяются между собой муфтами, имеющими резьбу, соответствующую резьбе на штангах, и лыски для захвата ключом.
Ступенчатые колонны штанг (колонны, составленные из штанг разного диаметра) соединяются муфтами-переводниками или специальными переводными штангами длиной 1000 мм, у которых один конец имеет резьбу под штангу одного диаметра, а другой-- под штангу другого диаметра.
Для соединения колонны штанг с канатной подвеской станка-качалки применяют сальниковые штоки, которые в отличие от обычных штанг изготовляют без головок, но они имеют на концах
стандартную резьбу. Длина сальниковых штоков 2600, 4600 и 5600 мм, диаметр 30 и 35 мм.
В процессе работы глубинного насоса штанги выдерживают значительную переменную нагрузку, что приводит к усталости металла штанг. На штанги передаются давление столба жидкости, воспринимаемое плунжером при ходе вверх, сила тяжести самих штанг, а также усилия от продольных колебаний колонны штанг, возникающих при изменении нагрузки на плунжер. Часто штанги эксплуатируются в коррозийной жидкости, которая вызывает ускоренное разрушение поверхности металла и ослабление его прочности. Такие условия эксплуатации штанг определяют повышенные требования к их прочности, поэтому для изготовления штанг применяют сталь высокого качества.
Для изготовления штанг рекомендованы три марки сталей: углеродистая сталь 40, никельмолибденовая сталь 20 НМ и хромисто-марганцовистая 30 ХМА.
Для повышения механических свойств стали и достижения равнопрочности штанг по всей длине их подвергают различным видам термической обработки: нормализации (нагрев до определенной температуры с последующим охлаждением на воздухе), сорбитизации, состоящей из трех операций -- нормализации, закалки и отпуска. Для упрочнения штанг поверхность их закаливается токами высокой частоты или наклепывается дробью.
Штанги поставляют с заводов в пакетах комплектно с навинченной на один конец муфтой или раздельно с муфтами; муфты, поставляемые отдельно, упаковываются в деревянные ящики. Для предохранения резьбы от повреждения при транспортировании и хранении на свободный конец штанги на заводе навинчивают предохранительный колпачок, а в открытый конец муфты ввинчивают предохранительную пробку.
Продолжительность эксплуатации насосных штанг зависит от нагрузок и режима их работы в скважине.
Для механизированной погрузки и транспортирования глубиннонасосных штанг на предприятиях по добыче нефти применяют специальные агрегаты--седельные тягачи, оборудованные гидравлическим краном и полуприцепом.
При хранении штанги следует укладывать на деревянные подкладки, равномерно распределив их по длине; каждый следующий ряд штанг также должен иметь подкладки.
Перед спуском в скважину штанги тщательно проверяют и погнутые или смятые отбраковывают.
Рис. 111. Трубчатая штанга
Для эксплуатации неглубоких скважин (до 1200 м) при значительных пескопроявлениях разработана конструкция трубчатых штанг. Эти штанги (рис. 111) изготовляют путем приварки головки 1 к телу 2 с принудительным формированием сварного шва 3. Штанги между собой соединяются с помощью муфт 4. Нормальная длина трубчатой штанги--8 м, наружный диаметр--30 мм, толщина стенки--5,5 мм. Иногда в качестве трубчатых штанг применяют насосно-компрессорные трубы небольшого диаметра (33, 42, 48 мм), но это нерационально.
20. Балансирные станки-качалки
Возвратно-поступательное движение плунжера насоса и колонны насосных штанг осуществляется в большинстве случаев при помощи специального механизма -- станка-качалки балансирного типа, установленного около устья скважины. У этих станков-качалок колонна штанг подвешивается к балансиру, который приводится в движение кривошипно-шатунным механизмом от двигателя, установленного на раме станка.
Конструктивные особенности этих станков-качалок следующие.
1. Все станки имеют закрытые двухступенчатые редукторы. Передаточные цилиндрические шестерни редуктора стальные, имеют шевронные фрезерованные зубья, работающие в масляной ванне. Опоры валов редуктора почти во всех станках выполнены на подшипниках качения.
2. Редукторы снабжены двухколодочными тормозами для возможности остановки балансира в любом положении после выключения двигателя.
3. Передача движения от двигателя к редуктору осуществляется с помощью клиновидных ремней. Они водонепроницаемы, могут работать без защиты от атмосферных осадков, безопасны в пожарном отношении.
4. Балансиры имеют откидную или повертывающуюся на 180° вокруг вертикальной оси головку, что обеспечивает свободное прохождение талевой системы при ремонтах скважин и безопасность ведения работ.
5. На всех станках применена канатная подвеска, что облегчает регулирование длины штока при посадке плунжера в цилиндре насоса.
В настоящее время до 65% всех глубиннонасосных скважин на отечественных нефтяных промыслах оборудованы станками-качалками типа СКН (СКН2-615, СКНЗ-1515, СКН5-3015, СКН10-3315), различающихся между собой грузоподъемностью и длиной хода.
Шифр этих станков-качалок означает: первые три буквы-- станок-качалка нормального ряда»; цифра непосредственно после букв--наибольшая нагрузка в точке подвеса штанг (в тс); цифры после тире--первая цифра в случае трехзначного числа или первые две цифры в случае четырехзначного числа означают наибольшую длину хода точки подвеса штанг в дециметрах; последние цифры--наибольшее число качаний балансира в минуту. Например, СКН5-3015 означает: станок-качалка нормального ряда, максимальная нагрузка в точке подвеса штанг 5 те, максимальная длина хода 30 дм, или 3000 мм, максимальное число качаний в минуту-- 15.
Допустимые крутящие моменты на ведомом валу редуктора для этих станков-качалок составляют:
Станок-качалка………………СКН2-615 СКН3-1515 СКН-3015 СКН10-3315
Крутящий момент, кгс*м…… 250 650 2300 4000
Все станки-качалки нормального ряда конструктивно однотипны.
21. Уравновешивание СК
Во время работы станка-качалки нагрузка на головку балансира и на все узлы механизма меняется в зависимости от направления движения плунжера.
При ходе плунжера вверх на головку балансира действует давление столба жидкости на плунжер и сила тяжести колонны насосных штанг. При ходе плунжера вниз механизм станка-качалки нагружен только силой тяжести колонны штанг, так как в это время клапаны плунжера открыты и давление столба жидкости передается на приемный клапан насоса. Практически в этот момент механизм станка-качалки приводится в действие силой тяжести колонны штанг, и его двигатель почти полностью разгружается. скважина газонефтяной труба
Если не принимать специальных мер, то такие резкие колебания нагрузок приведут к ускоренному износу всех узлов станка и создадут ненормальный режим работы электродвигателя, при котором защита его от перегрузки становится невозможной. Чтобы устранить колебания нагрузки, механизм станка-качалки уравновешивают противовесами (контргрузами), подвешенными на заднем конце балансира или установленными на кривошипах. Противовесы подбирают так, чтобы независимо от направления движения плунжера нагрузка электродвигателя и редуктора станка-качалки была равномерной.
Сила тяжести контргрузов определяется из следующих соображений.
Если силу тяжести контргруза принять равной силе тяжести жидкости и штанг, то при ходе плунжера вверх станок-качалка будет полностью уравновешен, но при ходе плунжера вниз, когда на головку балансира действует только усилие, создаваемое штангами, излишняя сила тяжести контргруза, равная силе тяжести жидкости, будет создавать дополнительную нагрузку на механизм.
Точно так же нельзя ограничиваться уравновешиванием только штанг, так как останется неуравновешенным столб жидкости при ходе плунжера вверх.
Установлено, что для равномерной загрузки станка-качалки штанги следует уравновесить полностью, а столб жидкости лишь наполовину.
В зависимости от размещения контргрузов различают три способа уравновешивания станков-качалок: балансирный, роторный и комбинированный. При балансирном уравновешивании контргруз устанавливается на заднем конце балансира, при роторном -- на кривошипах, а при комбинированном -- одновременно на балансире и на кривошипах.
Балансирное уравновешивание применяют на станках-качалках небольшой грузоподъемности (типов 1СК, 2СК, ЗСК), комбинированное или роторно-балансирное--на станках-качалках средней грузоподъемности (типов 4СК, 5СК, 6СК) и роторное (кривошипное) на станках большой грузоподъемности (типов 7СК, 8СК, 9СК).
22. Подача УШСН и факторы, влияющие на подачу УШСН
Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерывной работе за единицу времени, называется его подачей. На нефтедобывающих предприятиях подачу штанговых насосов подсчитывают за сутки и обычно выражают в массовых единицах (т/сут).
За один двойной ход плунжера (двойным ходом считается движение плунжера вниз и вверх) насос подает объем жидкости, равный объему цилиндра, описываемому плунжером:
(169)
где F--площадь сечения плунжера; Sпл--длина хода плунжера.
Если обозначить число ходов плунжера в минуту через n, то подача насоса в объемных единицах будет
(170)
Чтобы получить подачу насоса за сутки, эту величину надо умножить на число минут в сутках, т. е. 60*24== 1440:
(171)
Подача насоса в массовых единицах можно определить, если известна плотность с откачиваемой жидкости:
(172)
(173)
где Qсут--подача насоса, т/сут; d--диаметр плунжера, м; Sпл-- длина хода плунжера, м; n--число качаний балансира в минуту; с -- плотность жидкости, т/м3.
Если принять, что 1400, то формула (173) примет вид:
(174)
Значения К для плунжеров различных диаметров приведены в табл. 11.
Подача штангового насоса, подсчитанная по формулам (173) и (174), называется теоретической. Она показывает, какое количество жидкости может подавать насос при условии равенства длины хода плунжера насоса и точки подвеса штанг, полного заполнения цилиндра насоса при ходе вверх и при отсутствии утечек жидкости в насосе и подъемных трубах.
Фактическая подача насоса почти всегда меньше теоретической, и лишь в тех случаях, когда скважина фонтирует через насос, его подача может оказаться равной или большей, чем теоретическая.
Отношение фактической подачи насоса к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его производительность.
Коэффициент подачи насоса и его фактическая подача зависят от следующих факторов.
1. Влияние газа. Отрицательное влияние газа на работу штангового насоса выражается в том, что газ, заполняя часть объема цилиндра насоса, уменьшает его наполнение жидкостью.
Степень отрицательного влияния свободного газа зависит от его содержания в откачиваемой жидкости, а также от объема пространства, образующегося между нагнетательным и всасывающим клапанами насоса при нижнем положении плунжера. Это пространство, называемое вредным, имеется во всех штанговых насосах.
Отношение объема жидкости, фактически поступающей в насос, к объему цилиндра при верхнем положении плунжера называют коэффициентом наполнения насоса.
Когда плунжер завершает ход вниз, газ и нефть, заполняющие вредное пространство, находятся под давлением столба жидкости в подъемных трубах; при этом объем свободного газа вследствие его сжатия и частичного растворения в нефти сокращается.
При ходе плунжера вверх пространство цилиндра изолируется от полости подъемных труб нагнетательным клапаном, в результате чего давление в нем снижается и становится равным гидростатическому напору столба жидкости, находящегося за трубами над насосом. В начальный момент подъема плунжера газ, находящийся но вредном пространстве, расширяется и, занимая часть объема цилиндра, уменьшает его наполнение жидкостью, которая начинает поступать в насос несколько позже, после открытия приемного клапана.
Коэффициент наполнения в зависимости от количества газа, поступающею в насос, и объема вредного пространства можно выразить формулой
(175)
где R=Vг/Vп объемное соотношение газа и нефти, постоянно поступающих в насос при давлении погружения; K=Vвр/Vs--отношение объема «вредного» пространства насоса к объему цилиндра при верхнем положении плунжера.
Из уравнения (175) следует, что коэффициент наполнения тем больше, чем меньше K=Vвр/Vs, т.е. чем меньше объём вредного пространства и чем больше длина хода плунжера; коэффициент наполнения насоса тем больше, чем меньше объем поступающего в насос газа. Это значит, что с вредным влиянием газа можно бороться: 1) уменьшая объем «вредного» пространства, что достигается обычно установкой нагнетательного клапана в нижней части плунжера; 2) увеличивая длину хода плунжера; 3) увеличивая глубину погружения насоса ниже динамического уровня жидкости; при этом увеличивается давление на приеме насоса и уменьшается объем газа, поступающего в насос; 4) устанавливая на приеме насоса специальные приспособления (газовые якори) для частичного отвода газа от насоса в межтрубное пространство.