Эксплуатация станка качалки - привода штанговой глубинной насосной установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТЕМЫ

2.КРАТКИЙ ОБЗОР И АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ КАЛИБРАТОРОВ И МЕТАЛЛОУЛОВИТЕЛЕЙ

3.НАЗНАЧЕНИЕ, ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА, КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ЗАДАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4. МОНТАЖ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ВЫБРАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Порядок и запуск установки в работу

4.2 Подготовка к монтажу, транспортные операции

4.3 Ремонт бурового оборудования

5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

6 . РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

6.1 Расчет бурильной колонны

6.2 Выбор диаметра и типа каната для оснастки талевой системы

6.3 Определение допустимой глубины бурения при оснастке 4Ч5

6.4 Проверочный расчет талевого каната на прочность

6.5 Определение потребной длины талевого каната

6.6 Определение горизонтальной составляющей нагрузки от массы свечей

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда скважин . Поэтому надежность эксплуатации этих установок в различных геолого-физических условиях скважины во многом будет определять показатели процессов добычи нефти.

Основными направлениями работ по повышению эффективности процессов добычи нефти с применением в последние годы являются:

1. совершенствование методов подбора оборудования к условиям конкретной скважины и режима его работы, а также поддержание оптимальных условий эксплуатации в течение всего межремонтного периода;

2. разработка новых и совершенствование существующих технических средств для эксплуатации ШСНУ;

3. разработка и применение специальных конструкций насосов для добычи высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий;

4. разработка и внедрение мероприятий по экономии электроэнергии при добыче нефти с помощью ШСНУ.

При проектировании эксплуатации скважины ШГН выбирают типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.

Как показывает практика, межремонтный период работы скважин с установками ШСН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования и режима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин. Значительные осложнения при работе скважин (в том числе деформация колонны штанг и НКТ) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования .

Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м. с дебитом жидкости от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.

Станомк-качамлка -- тип наземных приводов глубинных штанговых насосов (ПШГН) при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Операторы по добыче нефти и газа определяют этот привод как «Индивидуальный механический привод штангового насоса», просторечное название: «качалка».

Станок-качалка является важным видом нефтегазового оборудования и используется для механического привода к нефтяным скважинным штанговым (плунжерным) насосам. Конструкция станка-качалки представляет собой балансирный привод штанговых насосов, состоящий из редуктора и сдвоенного четырехзвенного шарнирного механизма.

Около 2/3 всех добывающих скважин в мире используют штанговые насосы, и на многих из них в качестве привода установлены станки-качалки

Целью данной курсовой работы является изучение станка качалки - привода штанговой глубинной насосной установки, её назначения, конструкции, принципа действия и расчет ШСНУ.



1. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБРАННОЙ ТЕМЫ

Балансир привода штангового глубинного насоса содержит тело балансира с осью, неподвижно прикрепленной к телу балансира, упорный подшипник, фиксатор, поворотную головку балансира с верхней опорой, выполненной в виде стакана и нижней опорой, включающей основную часть и отъемную часть, скрепленные болтовым соединением. Во избежание утери отъемная часть прикреплена к основной части гибкой связью. Полость Б в верхней опоре головки балансира заполняется смазкой.

Недостатком такой конструкции является повышенная трудоемкость сборки головки с телом балансира, связанная в том числе и с необходимостью совмещения отверстий опорных втулок тела балансира, головки балансира и пальца при монтаже станка-качалки на скважине.Техническая задача, решаемая полезной моделью направлена на снижение трудоемкости сборки и разборки головки с телом балансира. Технический результат достигается тем, что в балансире привода штангового глубинного насоса, содержащем тело и поворотную головку, связанные шарнирной осью, согласно полезной модели, шарнирная ось неподвижно прикреплена к телу балансира, верхняя опора головки балансира выполнена в виде стакана, а нижняя опора выполнена разъемной.

Благодаря такому конструктивному решению шарнирного соединения головки балансира с телом балансира существенно упрощается и ускоряется их взаимная сборка при монтаже станка-качалки на скважине и демонтаже. Становится возможным устанавливать головку балансира на ось в подвешенном положении с использованием крана, предотвращается попадание атмосферной влаги внутрь верхней опоры шарнира, обеспечивается более длительная сохранность смазки в ней. Предлагаемая конструкция балансира привода штангового глубинного насоса позволяет снизить трудоемкость сборки, тем самым сократить время при монтаже и демонтаже станка-качалки. Балансир привода штангового глубинного насоса, содержащий тело и поворотную головку, связанные шарнирной осью, отличающийся тем, что шарнирная ось неподвижно прикреплена к телу балансира, верхняя опора головки балансира выполнена в виде стакана, а нижняя опора головки балансира выполнена разъемной.

2. КРАТКИЙ ОБЗОР И АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО ОБОРУДОВНИЯ

Чуть более 13% всех скважин в России эксплуатируются фонтанным и газлифтным способами добычи нефти (хотя эти скважины дают более 30% всей российской нефти). В целом статистику по способам эксплуатации можно посмотреть в таблице 1.

Таблица 1 - Статистика способов эксплуатации

Способ эксплуатации	Число скважин, %	Средний дебит, т/сут	Добыча, % от общей
		нефти	жидкости	нефти	жидкости
Фонтанный	8,8	31,1	51,9	19,5	9,3
Газлифтный	4,3	35,4	154,7	11,6	14,6
УЭЦН	27,4	28,5	118,4	52,8	63,0
ШСН	59,4	3,9	11,0	16,1	13,1
Прочие	0,1	-	-	-	-

Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения. Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН). Он представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом - станком-качалкой. Установка состоит из:

· привода

· устьевого оборудования

· насосных штанг

· глубинного насоса

· вспомогательного подземного оборудования

· насосно-компрессорных труб.

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг. В большинстве ШСНУ в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Он включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса (рисунок 1).

1 - канатная подвеска; 2 - балансир с поворотной головкой; 3 - опора балансира; 4 - стойка; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - ведомый шкив; 9 - клиноременная передача; 10 - электромотор; 11 - ведущий шкив; 12 - ограждения; 13 - салазки поворотные для электромотора; 14 - рама, 15 - противовес, 16 - траверса, 17 - тормозной шкив

Рисунок 1 - Схема балансирного станка-качалки

Широкое распространение ШСНУ обуславливают следующие факторы:

1. Простота ее конструкции;

2. Простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

3. Удобство регулировки;

4. Возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;

5. Малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;

6. Высокий КПД;

7. Возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

К основным недостаткам балансирных СК следует отнести:

- низкий срок службы редуктора (если у американских производителей он составляет 20 лет, то отечественные работают в среднем 5 лет);

- разрушение элементов преобразующего механизма;

- неудовлетворительное центрирование канатной подвески, обусловленное неточностью изготовления головки балансира и приводящее к ускоренному износу устьевого уплотнения;

- неудобство перестановки пальцев шатунов;

- высокая трудоемкость перемещения грузов при уравновешивании;

- неудобство обслуживания клиноременной передачи;

- неудобство поворота головки балансира перед выполнением подземного ремонта скважин;

- наличие переменных упругих деформаций длинной колонны штанг, что приводит к снижению коэффициента подачи глубинного насоса;

- наличие механической связи между станком-качалкой и насосом.

На поздней стадии разработки месторождений обостряется вопрос выбора оборудования для эксплуатации скважин, обеспечивающего добычу нефти в осложненных условиях при наименьших затратах. Особенно это касается высокообводненных скважин с дебитами по жидкости более 40 м³/сут. В практике отечественной нефтедобычи такие скважины, как правило, эксплуатируются УЭЦН. Однако, КПД УЭЦН не высок и затраты электроэнергии на подъем нефти велики. Причем, чем ниже номинальная производительность ЭЦН, тем ниже КПД. Применение на скважинах с дебитом до 130 м³/сут УСШН с балансирными станками-качалками (СК) требует из-за ограниченной длины хода (до 3,5 м у серийных СК) режимов откачки с высокой частотой качаний, что при работе с насосами большого диаметра резко сокращает срок службы штанг и МРП скважин. Полученная экономия затрат на электроэнергию не окупает затрат на дополнительные ремонты и сопутствующие потери добычи нефти. Увеличение длины хода балансирных СК приводит к резкому росту их габаритов и металлоемкости, а следовательно, и стоимости привода, его монтажа и обслуживания.

Реальным путем решения проблемы является применение в составе УСШН длинноходовых цепных приводов (рисунок 2), обеспечивающие экономию энергозатрат 15 -- 25 % (КПД УСШН с такими приводами достигает 60 %, тогда как для УСШН с балансирными СК в аналогичных условиях КПД составляет 20 -- 50 %).

1 -- рама, 2 -- электродвигатель, 3 -- редуктор, 4,5 -- звездочки, 6 -- цепь, 7 -- каретка, 8 -- уравновешивающий груз, 9 -- корпус, 10 -- тормоз, 11 -- подвеска, 12 -- канат

Рисунок 2 -- Общий вид цепного привода УСШН

Еще больший выигрыш может быть получен на таких скважинах при замене УЭЦН. Применение на скважинах с дебитом по жидкости до 130 м³/сут позволяет по сравнению с УЭЦН получить примерно двукратное сокращение удельных энергозатрат на подъем продукции, т. к. КПД УЭЦН, как правило, не превышает 30 %. За счет большой длины хода цепных приводов необходимая производительность обеспечивается при частоте качаний до 4 мин^-1, что снижает динамические нагрузки на штанги и привод, а также цикличность приложения нагрузок. Все это создает предпосылки существенного увеличения ресурса штанг и МРП скважин. Кроме того, в отличие от УЭЦН, обеспечивается возможность регулирования режима эксплуатации скважины в рамках технической характеристики привода без потери КПД и привлечения бригады ПРС для замены установки на другой типоразмер.

С технологической точки зрения все цепные приводы имеют следующие особенности:

- фиксированную длину хода;

- реверсивный редуцирующий преобразующий механизм, совмещенный с частью уравновешивающего груза фиксированной массы;

- благоприятный закон движения штанг с равномерной скоростью на большей части хода и относительно низкой частотой качаний; ? максимальную скорость штанг в 1,7 раза меньше, чем у балансирных аналогов при равной частоте качаний;

- при ремонте скважины откатываются от устья на необходимое расстояние.

Кроме описанных станков-качалок существует много других индивидуальных приводов для штанговых насосных установок, не получивших, однако, широкого распространения.

Существуют так же балансирные СК с гидропневматическим и пневматическим уравновешиванием. Эти станки более компактные, чем обычные балансирные, имеют более плавный ход, меньшие инерционные нагрузки. Однако они сложнее в изготовлении, дороже и, несмотря на некоторое уменьшение габаритных размеров, более металлоемки. Уравновешивание в них достигается как за счет использования роторных противовесов, так и за счет сжатия воздуха в специальном цилиндре с перемещающимся в нем поршнем. Кроме того, на СК с пневматическим уравновешиванием обязательно имеется небольшой одноцилиндровый компрессор для подкачки воздуха в систему уравновешивания.

Разработаны гидравлические качалки, состоящие из длинного цилиндра и движущегося в нем поршня, соединенного непосредственно с колонной штанг. Цилиндр устанавливается вертикально над устьем скважины. Возвратно-поступательное движение поршня и штанг достигается путем переключения золотниковым устройством нагнетаемой силовым насосом жидкости в полости цилиндра. В качестве силового используется обычно шестеренчатый насос с приводом от электродвигателя. Уравновешивание осуществляется за счет противоположного по фазе перемещения насосных груб с гидравлической подвеской. Гидравлические качалки очень компактны, имеют массу в 2 - 2,5 раза меньшую, чем обычные балансирные СК, плавный ход, однако существенным их недостатком является перемещение НКТ, дополнительные уплотнительные сальниковые элементы и длинные силовые цилиндры, изготовление которых требует совершенной технологии.



3. НАЗНАЧЕНИЕ, ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА, КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ВЫБРАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Назначение

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти.

В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000...1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.

В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.

3.2 Технические характеристики

В настоящее время на нефтяных промыслах России эксплуатируется станки-качалки, выпущенные по ГОСТ 5866-56, ГОСТ 5866-66, ГОСТ 5866-76, ОСТ 26-16-08-87 и румынские станки-качалки .

В восточных нефтяных районах наибольшее распространение получил станок-качалка СКН5-3015, выпущенный по старому нормальному ряду. Условное обозначение СКН5-3015 расшифровывается следующим образом: станок-качалка нормального ряда грузоподъемностью 5 т; максимальная длина хода устьевого штока 30 дм, максимальное число качаний балансира в минуту 15.

Разработанный в 1966 г. новый размерный ряд учитывал унификацию составных элементов станков-качалок, предусматривая максимальное использование существующих узлов с тем, чтобы эксплуатирующиеся и изготовляемые по новому размерному ряду станки-качалки снабжались одними и теми же быстроизнашивающимися узлами.

ГОСТ 5866-66 предусматривал выпуск 20 типоразмеров станков-качалок, базирующихся на девяти моделях. Однако из этого нормального ряда выпускались и получили распространение лишь девять типоразмеров СК.

Условное обозначение 7СК12-2,5-4000 расшифровывается следующим образом: станок-качалка седьмой модели грузоподъемностью 12 т. с максимальной длиной хода полированного штока 2,5 м и с наибольшим допускаемым крутящим моментом на валу редуктора 40 кНм.

По ГОСТ 5866-76 намечалось изготовление станков-качалок тридцати типоразмеров. Каждый тип станка качалки характеризуется максимальным допускаемыми нагрузками на устьевой шток, длиной хода устьевого штока и крутящим моментом на кривошипном валу редуктора. Кроме СК2, СК3 и СК4, все другие станки-качалки имеют по два типоразмера. Все СК имеют ряд общих конструктивных особенностей.

Условное обозначение станка-качалки СК6-2,1-2500 расшифровывается следующим образом: станок-качалка грузоподъемностью 6 т с максимальной длиной хода устьевого штока 2,1 м с номинальным крутящим моментом на валу редуктора 25 кНм.

В таблице 2 приведены наиболее распространенные типоразмеры станков-качалок, выпускаемые по данному стандарту.

По ОСТ 26-16-08--87 изготовляются дезаксиальные станки-качалки шести типоразмеров. Станки-качалки СКД8-3-4000 и СКД12-3-5600 отличаются друг от друга типоразмером редуктора и мощностью электродвигателя, а станки-качалки СКД 10-3,5-5600 и СКД 12-3-5600 -- длиной тела балансира и головкой балансира.

Таблица 2 - Техническая характеристика станков-качалок по ГОСТ 5866-56

Тип станка качалки	Максимальная нагрузка на головку балансира, кН	Длина хода полированного штока, м	Число качаний балансира в минуту	Максимальный крутящий момент, кН-м	Длина переднего плеча балансира, мм	Длина заднего плеча балансира, мм	Длина шатуна, мм	Радиус кривошипа, мм	Габаритные размеры, мм
									длина	ширина	высота
СКН2-615	20	0,3;0,45; 0,6	4,7-15	2,5	740	740	840	295	2950	1020	1700
СКН3-1515	30	0,45;0,6 0,75 1,05 1,2;1,35 1,5	4,7-15	6,5	1500	1500	1910	720	5300	1620	3820
СКН5-3015	50	0,9;1,2 1,5;2,1 2,4;2,7 3	4,7-15	23	3000	2500	3200	1300	8140	1880	5890
СКН10-3315	100	1,2;1,5 1,8;2,1 2,4;2,7 3;3,3	4,7-15	40	3300	2750	3300	1320	9600	2160	6060
СКН10-3012	100	1,2;1,8 2,4;3	6-12	57	4500	3500	4080	1150	11430	2380	7110

На нефтяных промыслах в эксплуатации имеются СК различных типоразмеров и конструкций. В настоящее время СК выпускаются по ГОСТ 5866 - 76. Новые СК данного ГОСТа, как правило, имеют только роторное уравновешивание, а весь типоразмерный ряд базируется на восьми размерах двухступенчатых редукторов Ц2НШ, представляющих собой совокупность двух пар цилиндрических шевронных зубчатых пар, выполненных с зацеплением Новикова (кроме СК» и СКЗ, для которых допускается эвольвентное зацепление).

Для всех станков-качалок отечественного производства характерны следующие особенности.

1.Одинаковое время хода штанг вверх и вниз в аксиальных станках-качалках, разное время -- в дезаксиальных.

2.Все опоры валов и осей механизма СК покоятся на подшипниках качения.

3.Крепление опоры балансира позволяет при помощи регулировочных винтов перемещать балансир в продольном направлении.

4.Головка балансира всех станков-качалок имеет поворотную конструкцию, позволяющую поворачивать ее на 180 градусов вокруг вертикальной оси.

5.Все СК в соответствии с ТУ 26-16-54-77 поставляются с подвесками устьевого штока ПСШ (подвеска скважинная штанговая).

6.Станки-качалки типа СКД комплектуются трехфазными короткозамкнутыми асинхронными электродвигателями с повышенным пусковым моментом во влагоморозостойком исполнении.

На СКН 5-3015 собственно устанавливают редуктора типа Ц2НШ-750Б (таблица 3).

Таблица 3 - Техническая характеристика редуктора Ц2НШ-750Б

Наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу, кНм	40
Передаточное число	37,18
Тип редуктора	Цилиндрический двухступенчатый шевронный
Зубчатое зацепление	Система Новикова с исходным контуром по ГОСТ 15023-76
Габаритные размеры, мм: длина ширина высота	1485 1930 968
Масса (сухая), кг не более	2735



Электродвигатели для привода станков-качалок находят применение на нефтепромыслах и представляют собой одно-, двух- и четырехскоростные трехфазные асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором.

Основное (базовое) исполнение - асинхронный трехфазный электродвигатель, предназначенный для режима работы S1, от сети переменного тока 50 Гц напряжением 380В. Климатическое исполнение и категория размещения У1 или УХЛ1, степень защиты IP54. Электродвигатели для привода станков-качалок (таблица 4) изготавливаются только в монтажном исполнении IM1081 и имеют вводное устройство с одним штуцером К-3-1. Подшипники позволяют сочленять эти электродвигатели с приводным механизмом при помощи клиноременной передачи.

Таблица 4 - Электродвигатели для станков качалок односкоростные

Используемый двигатель	АОП2-72-4
Номинальная мощность, кВт	30
Синхронная частота вращения, об/мин	1500
Коэффициент полезного действия,	90
Коэффициент мощности	0,85
Отношение пускового момента к номинальному	7,5
Тормоз	барабанный
Передача	клиноременная
Тип ремня	В 4000 ГОСТ 1284-68
Максимальное количество ремней (одной группы), шт	4
Диаметры шкива редуктора, мм	800
Масса двигателя	190

3.3 Конструкция и принцип действия

Штанговая насосная установки ШНУ (рисунок 3) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якоря, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

1 - всасывающий клапан; 2 - нагнетательный клапан; 3 - насосные штанги; 4 - устьевая обвязка и тройник; 5 - устьевой сальник; 6 - балансир; 7 - кривошип; 8 - шатун; 9 - электродвигатель

Рисунок 3 - Общая схема штанговой насосной установки

В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную, или поворотную, головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте. металлоуловитель канат талевой калибратор

Станки качалки изготавливаются в двух исполнениях:

- СК (выпускаются семи типоразмеров);

- СКД (выпускаются шести типоразмеров).

Отличительной особенностью станков-качалок СКД являются:

- несимметричная (дезаксиальная) кинематическая схема преобразующего механизма с повышенным кинематическим отношением;

- меньшие габариты и масса;

- редуктор установлен непосредственно на раме станка-качалки.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ).

Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх.

Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от электродвигателя, при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.

При ходе плунжера вверх под ним снижается давление и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса, а жидкость над закрытым нагнетательным клапаном проталкивается вверх.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.

При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

4. МОНТАЖ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ВЫБРАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Монтаж

3.1.1. Построить или собрать фундамент под станок-качалку. Фундамент под станок-качалку может быть монолитным (бутобетонный или железобетонным), сборным железобетонным и металлическим. При этом следует обратить внимание на выполнение безосадочного основания в соответствии с требованиями проекта, что обеспечивает сохранение горизонтального положения фундамента и станка-качалки в процессе эксплуатации.

3.1.2. Расположение болтов крепления рамы станка-качалки к фундаменту по отношению к центру скважины должно соответствовать технической документации станка.

3.1.3. Произвести установку на раму станка-качалки редуктора, кривошипов и электродвигателя.

3.1.4. Установить на фундамент раму в сборе с редуктором, кривошипами и электродвигателем.

3.1.5. Произвести горизонтирование рамы. Допускаемое отклонение от горизонтальности в поперечном направлении - 2 мм/м, в продольном направлении - 4 мм/м.

3.1.6. Проверку горизонтальности производить с помощью брускового уровня в двух взаимно-перпендикулярных направлениях в начале и в конце рамы. Для обеспечения горизонтальности рамы следует пользоваться стальными клиньями с последующей ликвидацией зазора между фундаментом и рамой.

3.1.7. Закрепить раму к фундаменту болтами, которые должны быть пропущены через обе полки продольных балок рамы.

3.1.8. Установить на раму стойку и закрепить ее болтами.

3.1.9. Произвести на подставке сборку балансира со следующими сборочными единицами:

- траверсой с опорами;

- головкой балансира (с установкой упорного подшипника головки);

- подвеской устьевого штока (в подвеске устьевого штока канат должен выходить за нижнюю траверсу не более, чем на 30мм).

3.1.10. Поднять и установить балансир в сборе с указанными выше частями на стойку и закрепить корпус подшипника в верхней плите стойки.

3.1.11. Закрепить шатуны к корпусу подшипника пальца кривошипов.

3.1.12. Проверить совпадение плоскостей торцов ведущего и ведомого шкивов клиноременной передачи и крепление электродвигателя.

3.1.13. Надеть и натянуть клиновые ремни.

3.1.14. Собрать и установить на уровне нижней плоскости рамы площадку для обслуживания трансмиссии, тормоза и пусковой аппаратуры. При этом вход на площадку должен быть со стороны тормоза.

3.1.15. Заземлить станок-качалку к кондуктору не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору и раме.

3.1.16. Установить станцию управления вблизи рукоятки тормоза и подключить ее к сети электроснабжения и к электродвигателю.

3.1.17. Произвести монтаж датчиков давления, динаметрирования, трубных проводок, фитингов кабелей внутри них, шкафа контроллера, антенной мачты с антенной и кабелем снижения. Подключить кабеля от станции управления, датчиков давления, динаметрирования и антенны к клемникам контроллера. Проверить правильность подключения кабелей, на кабели навесить бирки.

3.1.18. Произвести окончательную центровку балансира станка-качалки, передвигая корпуса подшипников его опоры при помощи установочных болтов. После этого затянуть крепежные болты корпуса подшипников опоры балансира и закрепить установочные болты.

3.1.19. Проверить совпадение правильности центровки качания балансира. При любом положении балансира пересечении оси устьевого штока (центра подвески) с плоскостью основания станка-качалки должна быть в пределах 20мм.

3.1.20. Собрать и установить ограждения кривошипно-шатунного механизма и клиновых ремней.

3.1.21. Провести съем ваттметрограммы для определения уравновешивания станка-качалки. При необходимости уравновесить станок-качалку, до получения ваттметрограммы, показывающую равномерную нагрузку электродвигателя.

4.2 Эксплуатация

Станок-качалка и есть один из элементов эксплуатации скважин штанговым насосом. По сути, станок-качалка является приводом штангового насоса, расположенного на дне скважины. Это устройство по принципу действия очень похоже на ручной насос велосипеда, преобразующий возвратно-поступательные движения в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движения от станка-качалки преобразует в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.
Если по порядку описать происходящие процессы при данном виде эксплуатации, то получится следующее. На электродвигатель станка-качалки подается электричество. Двигатель вращает механизмы станка-качалки так, что балансир станка начинает двигаться как качели и подвеска устьевого штока получает возвратно-поступательные движения. Энергия передается через штанги - длинные стальные стержни, скрученные между собой специальными муфтами. От штанг энергия передается штанговому насосу, который захватывает нефть и подает ее наверх.

При эксплуатации скважины штанговыми насосами к добываемой нефти не предъявляются строгие требования, которые имеют место при других способах эксплуатации. Штанговые насосы могут качать нефть, характеризующуюся наличием механических примесей, высоким газовым фактором и так далее. К тому же, данный способ эксплуатации отличается высоким КПД.

Перед пуском станка после его монтажа или длительного простоя необходимо произвести проверку его состояния и правильности сборки.

Кроме того, необходимо:

А) Проверить наличие смазки в подшипниках;

Б) Проверить наличие смазки в редукторе;

В) Проверить регулировку подшипников редуктора, для чего регулировочные крышки зажимают ключом до тугого проворачивания, т.е. до полного отсутствия осевого зазора в подшипнике.

Г) Проверить соответствие числа оборотов и мощности установленного электродвигателя требуемому для данного режима работы станка.

Д) Проверить исправность электрооборудования.

Е) Убрать все лишние предметы, могущие задеть за кривошипы при их вращении.

Работающие станки-качалки надо проверять ежедневно. Проверке подлежат крепление и степень нагрева подшипников, натяжение клиновых ремней, плотность шпоночных соединений, наличие смазочного материала, состояние и крепление кривошипных и верхних пальцев шатунов, крепление противовесов на кривошипе и т.д.

При осмотре редуктора проверяют крепление крышки к корпусу и крепление самого редуктора к раме(подставке) станка, а также уровень масла в корпусе редуктора.

Если при работе станка-качалки обнаружены шум, стук, нагрев подшипников и другие ненормальности, станок необходимо остановить, выявить причины ненормальной работы и принять меры к их устранению.

При остановке станка-качалки он должен затормаживаться только после отключения электродвигателя и в положении, соответствующем началу хода вверх.

Спустя 2 недели после пуска нового редуктора в работу для удаления посторонних частиц металла, появляющихся в процессе первоначального износа редуктора, последний необходимо промыть и залить профильтрованное масло.

Промывку редуктора следует производить соляровым маслом, не содержащим воды и кислот.

4.3 Ремонт

Признаками неполадок в станке-качалке являются стук, ненормальный шум, перегрев, вибрация и др. Своевременное обнаружение и устранение этих неполадок могут предотвратить аварии. В таблице 5 перечислены наиболее частые неполадки в станках-качалках, признаки и причины их возникновения, а также способы их устранения.

Таблица 5 - Характерные неисправности станков-качалок и их устранение

Характер неполадок	Признаки неисправности	Возможные причины	Способы устранения
1.Расшатанность всего станка.	Вибрация ног стойки и расшатанность станка качалки.	А) Неправильно выполненный фундамент. Б) Неправильно выполненный монтаж станка-качалки. В) Значительное превышение числа качаний и нагрузки в точке подвеса штанг. Д) Ослабление болтов крепления стойки к раме, редуктора к подставке и рамы к фундаменту.	А) Исправить в соответствии с чертежом. Б) Проверить и исправить места неправильной сборки. В) Режим работы станка установить согласно рекомендуемой области применения и технической характеристики станка. Д) Подкрепить все болтовые соединения, установить контргайки. Постоянно следить за состоянием крепления.
2.Проворачивание пальца в гнезде последнего (ступенчатое изменение длины хода)	Периодический скрип	А) Ослабление затяжки пальцев в гнезде кривошипа. Б) Неприлегание торца заплечника пальца к кривошипу. В) Срез шпонки пальца или заплечника замковой шайбы. Г) Износ пальца втулки.	А) Затянуть корончатую гайку и зашплинтовать ее. Б) Собрать вновь правильно узел крепления пальца. В) Сменить шпонку или замковую шайбу. Г) Сменить их.
3.Ослабление клинового пальца кривошипа в кривошипе	Стук.	Ослабление затяжки пальца в пазу кривошипа.	Затянуть узел крепления пальца кривошипа.
4.Расшатанность шатунов	Скрип в верхних и нижних головках шатунов, появление толчков при движении шатуна.	А) Заедание пальцев верхних головок шатунов. Б) Смещение кривошипов (ножницы).	А) Снять с траверсы, выбить палец, зачистить, смазать и вновь собрать его. Б) Снять один кривошип. Изготовить и установить специальную ступенчатую шпонку для совмещения осей кривошипов.
5.Ослабление соединения шатуна с траверсой.	Осевое смещение верхнего пальца.	Непопадание стопорного валика в углубление пальца.	Правильно установить стопорный валик.
6.Задевание шатунов за кривошипы или противовесы	Периодический стук.	А) Балансир неправильно установлен или не отцентрирован весь станок. Б) Большие литейные приливы.	А) Отцентрировать станок, отрегулировать балансир до совпадения его оси с продольной осью станка. Б) Срубить выступающие приливы или заменить детали.
7.Ослабление болтов корпуса подшипника траверсы.	Смещение корпуса подшипника.	Наличие зазоров между корпусом подшипника и упорами балансира.	Вставить прокладки необходимой толщины и приварить их. Затянуть гайки.
8.Нарушение соединения кривошипа с ведомым валом редуктора.	Рывки кривошипа на валу.	А) Ослабление крепления дифференциальной стяжки кривошипа. Б) Повреждения паза на валу или смятие шпонки.	А) Выполнить затяжку дифференциальной стяжки. Б) Повернуть кривошипы на 90 градусов и установить шпонки в новые пазы, заменить шпонку.
9.Ослабление скоб оси балансира.	Изогнутость скоб, перемещение балансира по его оси.	Наличие зазоров между осью опоры балансира и упорными планками на балансире.	Установить прокладку для устранения зазоров, затянуть гайки.
10.Ослабление соединения головки балансира с колонной штанг.	Проскальзывание устьевой штанги или канатов в зажимах подвески. Обрыв отдельных проволок каната.	А) Несоответствие размера каната и устьевой штанги размерам плашек. Б) Износ зубьев плашек. В) Обрыв каната.	А) Применить соответствующие плашки и канат. Б) Заменить плашки. В) Заменить новыми.
11.Неисправная работа подшипниковых узлов.	Шум в подшипниковых камерах.	Износ и поломка подшипников качения.	Промыть соляровым маслом подшипник качения. Осмотреть и заменить поломанный или изношенный подшипник. В случае преждевременного выхода из строя проверить, нет ли перекосов.



5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Основные положения техники безопасности при эксплуата-ции скважин штанговыми насосными установками - огражде-ние движущихся частей станка-качалки и правильное выпол-нение требований при ремонте. С внедрением однотрубной системы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин серьезные требования предъявляются к оборудованию устья скважины. При сравнительно высоких устьевых давлениях (2,0 МПа и выше) оборудование должно иметь достаточный запас прочности. Необходимо эксплуатировать только стандарт-ное оборудование устья скважин, опробованное и принятое к серийному производству, в частности, устьевые сальники с самоустанавливающейся головкой типа СУС 1-73-25, рассчитан-ные на рабочее давление 2,5 МПа, и СУС 2-73-40 - на дав-ление 4,0 МПа. При монтаже и эксплуатации станков-качалок предъявля-ются следующие основные требования техники безопасности: Станок-качалку необходимо монтировать под руковод-ством опытного бригадира или мастера при помощи монтаж-ных приспособлений или крана. Все движущиеся части станка должны быть ограждены. При нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока и устьевым сальником должно быть не менее 20 см. Запрещается проворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его, подкладывая трубу, лом или другие предметы. Запрещается снимать клиновидный ремень при помощи рычагов: устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвижения электродвигателя. При замене пальцев кривошипа шатун следует надежно прикрепить к стойке станка. Работы, связанные c осмотром или заменой отдельных частей станка, необходимо выполнять при остановке станка. Перед пуском станка-качалки следует убедиться, что станок не на тормозе, ограждения установлены и закреплены, а в опасной зоне нет посторонних лиц. До начала ремонтных работ на установке привод дол-жен быть отключен, а на пусковом устройстве укреплен плакат «Не включать - работают люди». На скважинах с автомати-ческим и дистанционным управлением у пускового устройства должен быть укреплен щит с надписью «Внимание! Пуск ав-томатический». При обслуживании электропривода персонал должен рабо-тать в диэлектрических перчатках. Штанговая насосная уста-новка перед пуском в эксплуатацию должна иметь заземление. В качестве заземлителя электрооборудования необходимо ис-пользовать кондуктор скважины, который должен быть связан с рамой станка двумя заземляющими проводниками (сечение каждого 50 мм2), приваренными в разных точках кондуктора и рамы, доступных для осмотра. Заземляющим проводником может быть круглая, полосовая, угловая и другого профиля сталь, кроме каната



6.РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ДЕТАЛЕЙ

Исходные данные выбираем в определенном заданном диапазоне значений, которые берем с литературы [9]:

Глубина скважины L₀, м 1300

Расстояние от устья до динамического уровня h_д, м 461

Фактический дебит жидкости Q_{ж пл}, м³/сут 40

Удельный вес добываемой жидкости, г/см³ 1,095

Длина хода S, м 3,5

Число качаний (двойных ходов) n, об/мин 4,7

Диаметр эксплуатационной колонны D_э, мм 150

Диаметр насосно-компрессорных труб d_нкт, мм 89

Объемная обводненность жидкости В, доля единицы 0

Плотность дегазированной нефти с_{н дег}, кг/м³ 900

Плотность пластовой воды с_в, кг/м³ 1100

Плотность газа (при стандартных условиях) с_{г о}, кг/м³ 1,4

Газовый фактор G₀, м³/м³ 59,5

Вязкость нефти н_н, м²/с 3•10^-6

Вязкость воды н_в, м²/с 10^-6

Давление насыщения нефти газом Р_нас, Мпа 9

Пластовое давление Р_пл , Мпа 11

Устьевое давление Р_у, Мпа 1,5

Средняя температура в стволе скважины, К 310

Коэффициент продуктивности К_пр, м³/(с•Па) 1,05•10^-10

Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения b_нас 1,20

6.1Расчет и подбор насосной установки

В этом разделе расчет производится согласно методике, представленной в литературе [9], [10] и [13] и при выборе оборудования ШГНУ применяется принцип «от простого к более сложному». В начале приводится графический метод выбора оборудования по диаграмме А. Н. Адонина, а далее - аналитические методы определения режимных параметров работы ШГНУ.

4.1.1 Графический метод основан на применении диаграмм А. Н. Адонина. При его применении необходимо знать дебит скважины Q в м³/сут и глубину спуска насоса L в м. Типоразмер станка-качалки и диаметр плунжера насоса определяют непосредственно по диаграмме А. Н. Адонина в точке пересечения проекций дебита и глубины спуска насоса.

4.1.1.1 Определим дебит нефти , м³/с:

е - фактическая производительность нефти, м³/сут;

- объемная обводненность жидкости, доля единицы.

4.1.1.2 Определим забойное давление , Мпа:

где - пластовое давление, Мпа;

- коэффициент продуктивности, м³/(с•Па).

4.1.1.3 Определим глубину спуска насоса L, м:

где - динамический уровень, м;

- плотность дегазированной нефти, кг/м³;

- ускорение свободного падения, м/с².

Подставив известные величины в формулу (3) получим, что:

По диаграмме А. Н. Адонина на пересечении проекций (Q = 40 м³/сут и L = 1208,5 м) действительно находим СК8 - 3,5 - 4000 с данными, аналогичными исходным.

4.1.1.4 Тип насоса определяют в зависимости от глубины спуска и параметров добываемой жидкости. При глубинах спуска более 1200 м и наличии в жидкости значительного количества абразивных частиц (более 1,5 г/л) следует применять вставные насосы. А при использовании вставных насосов превышение диаметра НКТ над диаметром плунжера должно составлять 28 - 32 мм.

Значит при диаметре НКТ =89 мм (89-30=59 мм) необходим насос с ближайшим стандартным диаметром плунжера, т.е. с = 57 мм.

4.1.2 Для более точного определения режимных параметров работы насоса применяют аналитические методы. Первый метод был разработан Муравьевым И. М. и Крыловым А. П. и развит Оркиным К. Г. Он состоит в определении для принятого станка-качалки диаметра плунжера D_пл, длины хода полированного штока S и числа качений n. Так как последние два параметра известны, для дальнейшего осуществления расчета, необходимо вычислить D_пл, через площадь сечения плунжера F_пл.

4.1.2.1 Площадь сечения плунжера F_пл определяют из формулы производительности насоса, мм²:



где - фактическая производительность нефти, м³/сут;

- длина хода, м;

- число качаний (двойных ходов), об/мин.

Подставив исходные данные получаем:

4.1.2.2 Далее определим диаметр плунжера D_пл, мм:

где - площадь сечения плунжера, мм².

Выбираем ближайшее стандартное значение диаметра плунжера = 57 мм.

4.1.3 Диаметры плунжера определенные графическим и аналитическим методами совпали. Значит вышестоящие расчеты выполнены верно.

В данном случае при всех известных параметрах наиболее подходящим насосом для эксплуатации с СК8 - 3,5 - 4000 является вставной насос НВ1Б57-35-12 с диаметром плунжера = 57 мм, предназначенный для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа на приеме не более 10%, а так же имеющий цельный безвтулочный цилиндр, характеризующийся повышенной прочностью, износостойкостью и транспортабельностью.



6.2 Расчет и подбор материала штанг

Расчет произведен в соответствии с методикой, представленной в литературе [9], [10] и [13].

При выборе оптимального режима работы насоса исходят из условия получения минимальных напряжений в штангах, а, следовательно, и минимальной нагрузки на головку балансира с последующей проверкой коэффициента запаса прочности.

Из расчетов, выполненных выше, для эксплуатации совместно с СК8-3,5-4000, мы выбрали вставной насос НВ1Б57-35-12. Следовательно, для диаметра плунжера насоса = 57 мм, при рекомендованной глубине спуска L=1230 м (и рассчитанной L=1208,5 м), выберем из таблицы 2.2 [9] колонну насосных штанг с диаметрами =25 мм и =22 мм и соответствующими длинами ступеней: =483,4 мм и =725,1 мм.

4.2.1. Определим вес столба жидкости без учета динамического уровня жидкости , Н:

где - площадь поперечного сечения плунжера насоса, м² (7);

- глубина спуска насоса, м;

- плотность дегазированной нефти, кг/м³;

- ускорение свободного падения, м/с².

Подставляем исходные данные в (6) и (7):

4.2.2. Определим вес колонны штанг в воздухе , Н:

где и - масса одного метра штанг каждой ступени, кг; по таблице 2.5 [9] и .

и - длина каждой ступени, м.

Н

4.2.3. Определим вес штанг в жидкости , Н:

где - коэффициент потери веса штанг в жидкости:

- плотность материала штанг, кг/м³;

- плотность дегазированной нефти, кг/м³.

Подставим исходные данные в (9) и (10):

4.2.4. Определим среднюю площадь штанг , мм²:

где и - площадь поперечного сечения штанг каждой ступени, мм²;

и - длина соответствующих ступеней, в процентных долях.

4.2.5. Определим средний диаметр штанг , мм:

Среднюю площадь штанг мы определили, так что по формуле (12):

4.2.6. Определим коэффициент, учитывающий соотношение диаметров штанг и труб :

где - площадь проходного сечения НКТ, мм²:

- внутренний диаметр НКТ, мм:

Так как мы крепим насос к НКТ с условным диаметром d = 89 мм, по таблице 1.1 [9] определим, что его толщина стенки равна S=6,5 мм.

Подставив известные значения в формулы (13) - (15) получим, что:

4.2.7. Определим удлинение колонны штанг от веса столба жидкости , м:

где - вес столба жидкости без учета динамического уровня жидкости, H;

- глубина спуска насоса, м;

- модуль упругости стали, МПа; для стали = 2,1*10⁵ Мпа;

4.2.8. Определим максимальную и минимальную нагрузки в точке подвеса штанг, кН:

где - вес столба жидкости без учета динамического уровня жидкости, Н;

- вес штанг в жидкости, Н;

- диаметр плунжера, м;

- средний диаметр штанг, м;

- число качаний (двойных ходов), об/мин;

- вес колонны штанг в воздухе, Н;

- коэффициент, учитывающий соотношение диаметров штанг и труб;

- длина хода, м;

- удлинение колонны штанг от веса столба жидкости, м.

Подставим известные значения в формулы (17) и (18):

4.2.9. Определим максимальное , минимальное , амплитудное напряжения, возникающие в штангах, МПа:

Подставляем вычисленные ранее данные в формулы (19) - (21):

4.2.10. Определим приведенное напряжение в штангах с помощью формулы, выведенной Одингом И.А., МПа:

Согласно формуле (22):

4.2.11. Далее необходимо выбрать материал для изготовления штанг, так чтобы выполнялось условие:

Согласно вычисленному , по таблице 2.4 [9] выбираем сталь 20Н2М, нормализованную с поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ. Для данной стали , , а твердость по Бринеллю составляет 200 НВ.

4.2.12. Вычислим коэффициент запаса прочности для выбранного материала штанг:

При всех известных величинах запас прочности будет составлять:

Что вполне приемлемо для заданных условий работы насосной колонны штанг.

6.3 Расчет НКТ по аварийной нагрузке

Расчет производится в соответствии с методикой представленной в литературе [9], [10] и [13] и заключается в определении значений аварийных нагрузок, возникающих в процессе эксплуатации колонны НКТ и случаях обрыва штанг в процессе работы или спуска насоса в скважину, и проверки их коэффициента запаса прочности по страгивающей нагрузке.

Для эксплуатации в данных условиях используем колонну НКТ с условным диаметром d=89 мм, состоящую из стальных бесшовных гладких труб и муфт, с треугольной резьбой с углом при вершине = 60^о, шагом 2,540 мм и с соответствующей высотой профиля, равной .

4.3.1. В начале определим вес колонны насосно-компрессорных труб , учитывая его облегчение, так как при L=1208,5 м и происходит большое заглубление насоса под динамический уровень, кН:

где и - длины участков НКТ выше и ниже динамического уровня, м;

- масса 1 п.м НКТс учетом муфт, кг; по таблице 1.1 [9] =13,65 кг;

- ускорение свободного падения, кг/м³;

- плотность дегазированной нефти, кг/м³;

- плотность материала труб, кг/м³; для стали =7850 кг/м³.

Если подставить в формулу (24) все известные величины, то получим:

4.3.2. Вес столба жидкости в трубах , кН:

где - внутренний диаметр НКТ, м;

- длина колонны насосных штанг, м;

4.3.3. Сила инерции от массы оборвавшейся колонны штанг , кН:

где - средняя площадь штанг, м²;

- плотность материала штанг, кг/м³;

- ускорение падения штанг, м/с²;

Обрыв колонны насосных штанг чаще всего происходит при работе насосных штанг. Следовательно, учитывая, что падение происходит в столбе жидкости, ускорение падения штанг не превысит значения м/с². Значит при падении штанг возникает сила инерции, равная:

4.3.4. Определяем аварийную нагрузку на НКТ по формуле, кН:

где - вес труб без учета их погружения в жидкость, кН;

- вес штанг в жидкости с учетом их погружения в жидкость, кН;

- вес столба жидкости в трубах, кН;

- сила инерции от массы оборвавшейся колонны штанг, кН.

Так как вес штанг в жидкости был вычислен ранее по формуле (9), общая аварийная нагрузка, возникающая в НКТ, равна:

4.3.5. Далее для проверки коэффициента прочности определим страгивающую нагрузку , возникающую в резьбовом соединении, :

где - средний диаметр тела трубы под резьбой, мм:

- внутренний диаметр НКТ, мм;

- толщина тела трубы под резьбой в основной плоскости, мм:

- высота профиля резьбы, мм;

- предел текучести материала труб, Мпа;

- поправка Шумилова:

- длина резьбы с полным профилем, мм; по таблице 1.1 [9] ;

- угол наклона несущей поверхности резьбы к оси трубы, в градусах; для гладких труб с треугольной резьбой

- угол трения в резьбе, в градусах; .

Подставив исходные данные в формулы (28) - (31) получаем:

4.3.6. Коэффициент запаса по страгивающей нагрузке определяется как:

при условии, что необходимый запас прочности должен быть больше .

При аварийной нагрузке данная колонна НКТ способна обеспечить нормальную работу с запасом:

...