Файл: Учебнометодическое пособие по дисциплине в. 06 Машины и оборудование для бурения.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 319
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20 %.
Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение — полуэллипсное).
Особая штанга — устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу. Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т.п., а также применяют ингибиторы.
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 1
Характеристики штанг и муфт
Примечание. HP - нормальный размер, мм; ПО - предельное отклонение, мм
Таблица 2
Прочностные характеристики штанг и условия их использования
Частые спуски и подъемы штанг приводят к увеличению частоты обрывов штанг. Соответствующими инструкциями регламентируются правила хранения, перевозки и сборки штанг и штанговых колонн.
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 подвергаются термообработке (табл. 10.3).
Таблица 3
Основные показатели групп прочности стали труб
Основные характеристики НКТ, применяемых при добыче нефти, приведены в табл. 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 4
Характеристики насосно-компрессорных труб
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
Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).
Рис.7. Принципиальная схема обычного однокорпусного газового якоря
Работа газовых якорей основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации тарелок на пружинных подвесках и др.
В однокорпусном якоре (рис. 7) ГЖС заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают и уходят в межтрубное пространство. Жидкость, обедненная газом, поступает в центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса.
Рис 8. Принципиальная схема песочного якоря
В песочном якоре (рис. 8, а) жидкость изменяет направление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка.
НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СШНУ
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, оборудованной ШСНУ, нашедшей широкое применение на нефтяных промыслах восточных районов, является конструкция, показанная на рис. 10.7.
Рис. 9. Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки:
1 - колонный фланец; 2 - планшайба; 3 - НКТ; 4 - опорная муфта; 5 - тройник, 6 - корпус сальника,
7 - полированный шток, 8 - головка сальника, 9 - сальниковая набивка
Устьевой сальник герметизирует выход полированного штока. В полость сальника укладываются разрезные кольца из прорезиненного тканевого ремня или специальной нефтестойкой резины, которые уплотняются заворачиванием верхней нажимной муфты. Часто причиной нарушения герметичности устьевого сальника является несовпадение центра сальника с центром канатной подвески штанг или ее отклонение от вертикали при движениях балансира. Такие отклонения в той или иной мере всегда имеют место при недостаточной точности установки станка-качалки, балансира или их нарушении в процессе длительной работы.
Это обусловило появление устьевых сальников с самоустанавливающейся головкой с шаровым шарнирным соединением. Такой сальник разработан Азинмашем и рассчитан на давление до 4,0 МПа. Шаровая головка сальника допускает отклонение его оси от вертикали в любую сторону до 3°. Герметичность в шаровом сочленении обеспечивается уплотнительным кольцом из нефтестойкой резины. Шаровое сочленение увеличивает срок службы сальниковой набивки и полированного штока. При необходимости периодически сальниковую набивку подтягивают завинчиванием крышки головки.
Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение — полуэллипсное).
Особая штанга — устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу. Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т.п., а также применяют ингибиторы.
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 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 | |||||
Примечание. HP - нормальный размер, мм; ПО - предельное отклонение, мм
Таблица 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.
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 подвергаются термообработке (табл. 10.3).
Таблица 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. 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 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
Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).
Рис.7. Принципиальная схема обычного однокорпусного газового якоря
Работа газовых якорей основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации тарелок на пружинных подвесках и др.
В однокорпусном якоре (рис. 7) ГЖС заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают и уходят в межтрубное пространство. Жидкость, обедненная газом, поступает в центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса.
Рис 8. Принципиальная схема песочного якоря
В песочном якоре (рис. 8, а) жидкость изменяет направление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка.
НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СШНУ
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, оборудованной ШСНУ, нашедшей широкое применение на нефтяных промыслах восточных районов, является конструкция, показанная на рис. 10.7.
Рис. 9. Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки:
1 - колонный фланец; 2 - планшайба; 3 - НКТ; 4 - опорная муфта; 5 - тройник, 6 - корпус сальника,
7 - полированный шток, 8 - головка сальника, 9 - сальниковая набивка
Устьевой сальник герметизирует выход полированного штока. В полость сальника укладываются разрезные кольца из прорезиненного тканевого ремня или специальной нефтестойкой резины, которые уплотняются заворачиванием верхней нажимной муфты. Часто причиной нарушения герметичности устьевого сальника является несовпадение центра сальника с центром канатной подвески штанг или ее отклонение от вертикали при движениях балансира. Такие отклонения в той или иной мере всегда имеют место при недостаточной точности установки станка-качалки, балансира или их нарушении в процессе длительной работы.
Это обусловило появление устьевых сальников с самоустанавливающейся головкой с шаровым шарнирным соединением. Такой сальник разработан Азинмашем и рассчитан на давление до 4,0 МПа. Шаровая головка сальника допускает отклонение его оси от вертикали в любую сторону до 3°. Герметичность в шаровом сочленении обеспечивается уплотнительным кольцом из нефтестойкой резины. Шаровое сочленение увеличивает срок службы сальниковой набивки и полированного штока. При необходимости периодически сальниковую набивку подтягивают завинчиванием крышки головки.