Схема штанговой скважинной насосной установки. Штанговые скважинные насосные установки (шсну) Типы шгн

ГОСТ 13877-96

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ШТАНГИ НАСОСНЫЕ И МУФТЫ
ШТАНГОВЫЕ

ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ
ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Азербайджанским научно-исследовательским и проектно-конструкторским институтом нефтяного машиностроения (АзинМАШ) Государственной компании «АЗНЕФТЕХИММАШ» Азербайджанской Республики ВНЕСЕН Азгосстандартом 2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 4 октября 1996 г. № 10) За принятие проголосовали:

Наименование государства	Наименование национального органа по стандартизации
Азербайджанская Республика	Азгосстандарт
Республика Беларусь	Госстандарт Беларуси
Республика Казахстан	Госстандарт Республики Казахстан
Киргизская Республика	Киргизстандарт
Республика Молдова	Молдовастандарт
Российская Федерация	Госстандарт России
Туркменистан	Главная государственная инспекция Туркменистана
Республика Узбекистан	Узгосстандарт

Настоящий стандарт соответствует американскому стандарту API Spec 11В (1990 г.) «Штанги, укороченные штанги, устьевые штоки, муфты и переходные муфты». 3 Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 26 марта 1999 г. № 94 межгосударственный стандарт ГОСТ 13877-96 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 января 2001 г. 4 ВЗАМЕН ГОСТ 13877-80

Введение

Настоящий межгосударственный стандарт предусматривает идентификацию основных параметров и присоединительных размеров насосных штанг и штанговых муфт с принятыми в международной практике. В отличие от ранее действовавшего ГОСТ 13877-80 в настоящий стандарт введены: раздел «Определения», требования к муфтам класса SM с износостойким покрытием и муфтам уменьшенного диаметра, требования по калибровке штанг и муфт, а также расширена номенклатура материалов, применяемых для изготовления штанг. В стандарте приведены только те марки сталей, штанги и муфты из которых прошли эксплуатационные испытания не менее чем в двух регионах и рекомендованы к серийному производству Государственной приемочной комиссией в установленном порядке. Настоящий стандарт гармонизирован с американским стандартом API Spec 11В в части размеров и конструктивного исполнения штанг и муфт, механических свойств материалов, размеров резьб и их предельных отклонений, контроля штанг и муфт с помощью калибров, маркировки и упаковки штанг и муфт (приложение А). В стандарте не рассматриваются известные в отечественной практике технологические приемы по улучшению качества штанг, которые выходят за рамки гармонизированных стандартов, такие как упрочнение штанг путем холодного их растяжения с достижением пластической деформации; термомагнитная и пескоструйная обработки, методы дефектоскопии, правки тела штанги, нормирования крутящих моментов при свинчивании муфт и штанг, а также сварные конструкции как насосных штанг, так и непрерывных (цельных) штанговых колонн. При необходимости эти вопросы должны найти отражение в технической документации заводов-изготовителей штанг и муфт. Ряд требований стандарта приведен в рекомендательной форме: формирование резьб штанговых муфт накаткой, антикоррозионное покрытие штанг лаком или мастикой, отличительная окраска штанг. По мере внедрения этих требований стандарта в производство будет рассматриваться целесообразность их перевода в разряд обязательных.

1 Область применения. 3 2 Нормативные ссылки. 3 3 Определения. 4 4 Конструкция, основные параметры и размеры.. 5 5 Технические требования. 10 5.1 Характеристики. 10 5.2 Маркировка. 13 5.3 Упаковка. 15 6 Правила приемки. 16 7 Методы контроля. 17 8 Транспортирование и хранение. 18 9 Указания по эксплуатации. 19 10 Гарантии изготовителя. 19 Приложение А Сведения по гармонизации настоящего стандарта со стандартом API Spec 11 B .. 19 Приложение Б Конструктивные длины и массы штанг. 20 Приложение В Сведения о материалах, применяемых для изготовления штанг. 20 Приложение Г Требования к муфтам класса SM .. 21 Приложение Д Калибровка штанг и муфт. 22 Приложение Е Примеры расчета вероятности безотказной работы партии штанг. 23 Приложение Ж Область применения насосных штанг и значение допускаемого приведенного напряжения в штангах. 24 Приложение И Характеристика коррозионности продукции нефтяных скважин по содержанию в ней коррозионно-активных компонентов (без учета влияния ингибиторов коррозии) 25 Приложение К Правила обращения со штангами в процессе эксплуатации. 25 Приложение Л Правила компоновки колонн насосных штанг и замены штанг в колонне. 26

ГОСТ 13877-96

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ШТАНГИ НАСОСНЫЕ И МУФТЫ ШТАНГОВЫЕ

Технические условия

Sucker rods and sucker rod couplings.
Specifications

Дата введения 2001-01-01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на насосные штанги и штанговые муфты, предназначенные для передачи движения в составе колонны насосных штанг от наземного привода к скважинному нефтяному штанговому насосу. Стандарт пригоден для целей сертификации.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты и документы: ГОСТ 2.601-95 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы ГОСТ 9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования ГОСТ 166-89 Штангенциркули. Технические условия ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия ГОСТ 1050-88 Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия ГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытания на растяжение ГОСТ 2216-84 Калибры-скобы гладкие регулируемые. Технические условия ГОСТ 2590-88 Прокат стальной горячекатаный круглый. Сортамент ГОСТ 2789-73 Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики ГОСТ 2991-85 Ящики дощатые неразборные для грузов массой до 500 кг. Общие технические условия ГОСТ 4381-87 Микрометры рычажные. Общие технические условия ГОСТ 4543-71 Прокат из легированной конструкционной стали. Технические условия ГОСТ 5639-82 Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна ГОСТ 7417-75 Сталь калиброванная круглая. Сортамент ГОСТ 7502-89 Рулетки измерительные металлические. Технические условия ГОСТ 8734-75 Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные. Сортамент ГОСТ 8908-81 Основные нормы взаимозаменяемости. Нормальные углы и допуски углов ГОСТ 9012-59 Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю ГОСТ 9013-59 Металлы. Метод измерения твердости по Роквеллу ГОСТ 9378-93 Образцы шероховатости поверхности (сравнения). Общие технические условия ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах ГОСТ 10243-75 Сталь. Метод испытаний и оценки макроструктуры ГОСТ 10354-82 Пленка полиэтиленовая. Технические условия ГОСТ 12344-88 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения углерода ГОСТ 12345-88 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения серы ГОСТ 12346-78 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения кремния ГОСТ 12347-77 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения фосфора ГОСТ 12348-78 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения марганца ГОСТ 12352-81 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения никеля ГОСТ 12354-81 Стали легированные и высоколегированные. Методы определения молибдена ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов ГОСТ 14810-69 Калибры-пробки гладкие двусторонние со вставками диаметром свыше 3 до 50 мм. Конструкция и размеры ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды ГОСТ 15846-79 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и труднодоступные районы. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение ГОСТ 16493-70 Качество продукции. Статистический приемочный контроль по альтернативному признаку. Случай недопустимости дефектных изделий в выборке ГОСТ 18321-73 Статистический контроль качества. Методы случайного отбора выборок штучной продукции ГОСТ 21014-88 Прокат черных металлов. Термины и определения дефектов поверхности ГОСТ 22235-76 Вагоны грузовые магистральных железных дорог колеи 1520 мм. Общие требования по обеспечению сохранности при производстве погрузочно-разгрузочных и маневровых работ ГОСТ 23170-78 Упаковка для изделий машиностроения. Общие требования ГОСТ 24634-81 Ящики деревянные для продукции, поставляемой для экспорта. Общие технические условия ГОСТ 25670-83 Основные нормы взаимозаменяемости. Предельные отклонения размеров с неуказанными допусками ГОСТ 28473-90 Чугун, сталь, ферросплавы, хром, марганец металлические. Общие требования к методам анализа API Spec 11 B Спецификация на насосные штанги (а также укороченные насосные штанги, полированные штоки, муфты и переводники) API Spec 5 CTM Трубы обсадные и насосно-компрессорные ТУ 2-034-22/197-011-91 Щупы моделей 82002, 82102, 82202, 82302 ТУ 14-127-185-82 Порошки хромоникелевые самофлюсующиеся сплавом для нанесения покрытия. Технические условия РД 39-0147213-237-89 Инструкция по эксплуатации нефтяных скважин скважинными штанговыми насосами

3 Определения

3.1 Наименования конструктивных элементов штанги приведены на рисунке 1. 3.2 В настоящем стандарте применяют следующие термины: 3.2.1 штанговая колонна: Жесткая тяга, передающая возвратно-поступательное движение и продольное усилие от наземного штангонасосного привода к рабочему органу скважинного штангового насоса. Примечания 1 Штанговая колонна является составной частью добычной штангонасосной установки. 2 Штанговая колонна может быть непрерывной (цельной) или составной по длине - в виде колонны насосных штанг. 3.2.2 колонна насосных штанг: Штанговая колонна, составленная из последовательно соединенных насосных штанг; 3.2.3 насосная штанга: Составная часть колонны насосных штанг, имеющая на концах соосную резьбу для последовательного соединения с другими насосными штангами, преимущественно с помощью штанговых муфт;

1 - тело штанги; 2 - головка штанги; 3 - подэлеваторный бурт; 4 - квадратная шейка; 5 - торец упорного бурта; 6 - упорный бурт; 7 - зарезьбовая канавка; 8 - торец штанги

Рисунок 1 - Наименования конструктивных элементов насосной штанги

3.2.4 штанговая муфта: Составная часть колонны насосных штанг, как правило, с внутренней резьбой на обоих концах, предназначенная для соединения насосных штанг между собой; 3.2.5 соединительная штанговая муфта (соединительная муфта): Штанговая муфта с одинаковыми резьбами на обоих концах, предназначенная для соединения насосных штанг между собой; 3.2.6 переводная штанговая муфта (переводная муфта): Штанговая муфта с неодинаковыми резьбами на обоих концах, предназначенная для соединения насосных штанг разных условных размеров; 3.2.7 стандартная длина штанги: Расстояние, отсчитываемое от торца упорного бурта насосной штанги до наружного торца штанговой муфты, навинченной на противоположный конец насосной штанги; 3.2.8 приведенное напряжение в штангах: Напряжение s пр в верхней насосной штанге какой-либо ступени штанговой колонны, определяемое по формуле

Где s m ах - максимальное напряжение в теле штанги за цикл нагружения; s а - амплитуда напряжения в теле штанги за цикл нагружения,

Где s min - минимальное напряжение в теле штанги за цикл нагружения; 3.2.9 зона термического влияния: Участок тела насосной штанги длиной 250 мм, отсчитываемый от подэлеваторного бурта в сторону тела штанги; 3.2.10 продольные дефекты проката: Дефекты проката в соответствии с ГОСТ 21014, расположенные вдоль оси проката; 3.2.11 поперечные дефекты проката: Дефекты проката в соответствии с ГОСТ 21014, расположенные перпендикулярно к оси проката; 3.2.12 торцевая контактная поверхность: Кольцевая поверхность, по которой контактируют торец штанговой муфты с торцем упорного бурта насосной штанги (без учета фасок).

4 Конструкция, основные параметры и размеры

4.1 Настоящий стандарт предусматривает цельные (без сварных соединений) металлические насосные штанги (далее - штанги) с наружной резьбой на обоих концах со следующими значениями стандартной длины: нормальной длины - 7620; 8000*; 9140 мм; укороченной длины - 610; 915; 1000*; 1220; 1500*; 1830; 2000*; 2440; 3050 и 3660 мм. * Применяется по согласованию с потребителем. 4.2 Конструкция и размеры штанг должны соответствовать указанным на рисунке 2 и в таблице 1 . Конструктивные длины L штанг (без муфт) и их массы приведены в приложении Б. 4.3 Штанговые муфты (далее - муфты) предусматриваются с внутренней резьбой на обоих концах и должны изготовляться следующих типов: соединительные - для соединения штанг одинаковых условных размеров; переводные - для соединения штанг разных условных размеров. 4.4 Муфты каждого типа должны изготовляться исполнений: 1 - полноразмерные с лысками под ключ; 2 - полноразмерные без лысок; 3 - уменьшенного диаметра. 4.5 Конструкция, размеры и масса соединительных муфт должны соответствовать указанным на рисунке 3 и в таблице 2 , а переводных муфт - на рисунке 4 и в таблице 3 . Примечание - Допускается по заказу потребителя изготовление муфт длиной (и, соответственно, массой), большей, чем предусмотрено в таблицах 2 и 3.

* Размер обеспечивается инструментом. ** Размер указан до накатки резьбы. *** Допускается другая форма сопряжения ударного бурта с квадратной шейкой.

Рисунок 2 - Насосная штанга

Таблица 1

Условный размер штанг

Пред. откл.

* Rz

Рисунок 3 - Соединительная муфта

Таблица 2

Размеры в миллиметрах

Условный размер соединительных муфт	Исполнение	Диаметр муфт D	Размер под ключ S -0,8

* Rz 6,3 мкм - для муфт исполнения 3

Рисунок 4 - Переводная муфта

Таблица 3

Размеры в миллиметрах

Условный размер переводных муфт	Исполнение	Диаметр муфт D +0,13; -0,25 полноразмерных (уменьшенного диаметра)	Размер под ключ S	Масса муфт, кг, не более, полноразмерных (уменьшенного диаметра)

4.6 Муфты в зависимости от вида термообработки и наличия покрытия подразделяют на классы в соответствии с таблицей 4. Таблица 4 4.7 Профиль и основные размеры резьбы штанг и муфт должны соответствовать указанным на рисунке 5 и в таблице 5 , а допуски и расположение полей допусков резьб - на рисунке 6 и в таблице 6 .

* R = 0,28 … 0,36

Рисунок 5

Таблица 5

Условный размер		Обозначение резьбы	Диаметр резьбы штанг, муфт, мм (см. рисунок 5)
	соединительных муфт	Обозначение резьбы	d , D	d 2 , D 2	d 1 , D 1

1 - поле допуска внутренней резьбы; 2 - поле допуска наружной резьбы; 3 - номинальный профиль; d ; D - номинальный наружный диаметр; d 1 ; D 1 - номинальный внутренний диаметр; d 2 ; D 2 - номинальный средний диаметр

Рисунок 6

Таблица 6

Условный размер штанг

Предельное отклонение диаметра резьбы, мкм

* Внутренний диаметр резьбы штанги d 1 и наружный диаметр резьбы муфты D обеспечиваются резьбообразующим инструментом.

Примечание - Отклонения отсчитываются от линии номинального профиля резьбы в направлении, перпендикулярном оси штанги. Предельные отклонения диаметров d 1 и D относятся к оси впадины и представляют расстояние между наинизшей ее точкой и линией номинального размера.

4.8 Примеры условных обозначений штанг Штанги условным размером 19 мм, длиной 8000 мм из нормализованной стали марки 40 с соединительной муфтой исполнения 2 класса Т:

Штанга насосная ШН19 -40 ГОСТ 13877-96 .

То же, длиной 7620 мм:

Штанга насосная ШН19 -7620 -40 ГОСТ 13877-96 .

То же, для штанги, подвергнутой поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ:

Штанга насосная ШН19 -7620 -40 S ГОСТ 13877-96 .

То же, с муфтой исполнения 2 класса S:

Штанга насосная ШН19 -7620 -40 S - S ГОСТ 13877-96 .

То же, с соединительной муфтой исполнения 3 класса SM:

Штанга насосная ШН19 -7620 -40 S -3 S М ГОСТ 13877-96 .

4.9 Примеры условных обозначений муфт Соединительной муфты условным размером 19 мм, исполнения 2, из стали 40, класса Т:

Муфта МШ19 ГОСТ 13877-96 .

То же, исполнения 3, из стали марки 20Н2М, класса S:

Муфта МШ19 -20Н2М -3 S ГОСТ 13877-96 .

То же, класса SM:

Муфта МШ19 -20Н2М -3 S М ГОСТ 13877-96 .

Переводной муфты условным размером 19 ´ 22, исполнения 2, из стали 20Н2М, класса Т:

Муфта МШ19 ´ 22 -20Н2М ГОСТ 13877-96 .

4.10 Пример условного обозначения резьбы штанги (муфты) условным размером 19 мм:

Резьба Ш19 ГОСТ 13877-96 .

5 Технические требования

5.1 Характеристики

5.1.1 Штанги и муфты должны изготовляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта по рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке, а также с учетом договора на поставку. 5.1.2 Для изготовления штанг должна применяться круглая горячекатаная сталь: а) по нормативно-техническому документу на прокат для штанг; б) по ГОСТ 2590 с точностью прокатки для штанг условных размеров, мм: 13 и 29 - Б; 16 - В; 19, 22 и 25 - с плюсовыми отклонениями (по таблице 2 ГОСТ 2590). Примечание - Допуски на прокат приведены с учетом пластической деформации штанг при горячей правке их растяжением после термообработки. Технические требования к прокату - по ГОСТ 1050, ГОСТ 4543 или по техническим условиям на прокат для штанг. 5.1.3 Марки стали, виды термической обработки и механические свойства материала штанг после их термической обработки должны соответствовать указанным в таблице 7. Таблица 7

Марка стали	Вид термической обработки	Механические свойства, не менее
Марка стали	Вид термической обработки
40 по ГОСТ 1050	Нормализация или нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом токами высокой частоты (ТВЧ)
20Н2М по ГОСТ 4543	То же
30ХМА по ГОСТ 4543
15Н3МА	Нормализация или нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ
15Х2НМФ
15Х2ГМФ	То же
14Х3ГМЮ	»
Примечания 1 При поверхностном упрочнении штанг нагревом ТВЧ механические свойства материала, указанные в таблице, относятся к незакаленной сердцевине тела штанг и определяются до обработки ТВЧ на отштампованных и термически обработанных заготовках штанг. 2 Закалка штанг из стали марок 15Х2НМФ, 15Х2ГМФ и 14Х3ГМЮ происходит на воздухе в процессе изготовления проката и штамповки головок. Допускается закалку штанг проводить в воде или других охлаждающих средах. 3 Показатели твердости являются рекомендуемыми.

Обозначения в таблице 7: s в - временное сопротивление разрыву; s т - предел текучести; d 5 - относительное удлинение; y - относительное сужение; KV - ударная вязкость; НВ - твердость по Бринеллю. Сведения о материалах, применяемых для изготовления штанг, и их соответствие классификации по стандарту API Spec 11 B приведены в приложении В. 5.1.4 Глубина поверхностного упрочнения и твердость поверхности штанг, подвергнутых нагреву ТВЧ, должны соответствовать указанным в таблице 8. Не допускается поверхностное упрочнение нагревом ТВЧ участков квадратной шейки на головках штанги. Таблица 8

Условный размер штанг	Глубина поверхностного упрочнения, мм
	тела штанг	головки штанг на участках радиусом

5.1.5 Пределы прочности при растяжении штанг, подвергнутых поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ, должны соответствовать, МПа, не менее: 880 - для стали марки 40; 30ХМА; 830 » » » 20Н2М; 780 » » » 15Н3МА. 5.1.6 Муфты должны изготовляться: а) из круглого калиброванного проката по ГОСТ 7417, из стали марок 40 и 45 по ГОСТ 1050 и 20Н2М, 20ХН2М по ГОСТ 4543; б) из труб по ГОСТ 8734, из стали марки 45 по ГОСТ 1050; в) из горячекатаного поката по ГОСТ 2590, из марок стали, указанных в перечислении а). 5.1.7 Глубина поверхностного упрочнения и твердость поверхности муфт класса S должны соответствовать указанным в таблице 9. При этом должны оставаться незакаленными участки муфты, примыкающие к торцам, длиной от 3 до 10 мм. Таблица 9

Наружный диаметр муфты D , мм	Исполнение	Глубина поверхностного упрочнения муфты, мм	Твердость поверхности HRC э, не менее, для стали марки
				20Н2М; 20ХН2М

5.1.8 Требования к муфтам класса SM приведены в приложении Г. 5.1.9 Поверхность головок штанг, обработанных давлением, не должна иметь поперечных дефектов глубиной более 1,6 мм и размером более 3,2 мм, а на участке перехода от тела штанги к подэлеваторному бурту диаметром не более размера S (таблица 1) не должно быть продольных дефектов глубиной более 0,8 мм. 5.1.10 На поверхности тела штанги допускаются без удаления продольные дефекты глубиной не более 0,5 мм, поперечные - не более 0,1 мм. 5.1.11 Допускается подвергать чистовой зачистке дефекты, превышающие по глубине нормы, приведенные в 5.1.9 и 5.1.10, при условии, что геометрические размеры будут находиться в пределах, предусмотренных в 5.1.18. 5.1.12 Наружная поверхность муфт не должна иметь раскатанных трещин и трещин напряжения; не допускаются местные и отдельные дефекты глубиной более: 0,25 мм - для муфт исполнений 1 и 2; 0,13 мм - для муфт исполнения 3. 5.1.13 Нагрев концов заготовок проката под высадку головок штанг должен быть автоматизирован по времени и исключать возможность штамповки заготовок с недогретыми и перегретыми концами. 5.1.14 Макроструктура головок штанг должна быть без трещин, расслоений и шлаковых включений, видимых невооруженным глазом. 5.1.15 Величина зерна в микроструктуре головок и тела штанги после термической обработки не должна быть крупнее 5-го номера по ГОСТ 5639 для стали 40 и 6-го номера для сталей остальных марок. Пережог стали не допускается. 5.1.16 Предельные отклонения размеров обрабатываемых поверхностей, не указанные на рисунках 2, 3 и 4, - по 14-му квалитету ГОСТ 25670. 5.1.17 Предельные отклонения угловых размеров обрабатываемых поверхностей штанг и муфт не должны превышать допуска по 10-й степени точности ГОСТ 8908. 5.1.18 Кривизна тела штанги, характеризуемая стрелой прогиба, должна быть не более 3 мм на 1 м длины, а на участках тела штанги длиной 1 м, примыкающих к каждой головке, - не более 1 мм. 5.1.19 Правка штанги или ее термически обработанной заготовки методами, вызывающими смятие ее поверхности, не допускается. Недопустимо холодное выправление искривлений штанг, характеризуемых прогибом 3 мм и более на 150 мм длины. 5.1.20 Резьба штанг должна быть накатанной, а поверхность зарезьбовой канавки - обкатанной. Допускается применение других методов обработки зарезьбовой канавки, не ухудшающих качество штанг. 5.1.21 Резьба муфт (сквозная или нарезанная с обоих концов) должна быть накатанной и иметь фосфатное покрытие. Допускаются другие методы формирования резьбы. 5.1.22 Резьба штанг и муфт должна быть гладкой, без забоин, выкрашиваний по профилю резьбы, заусенцев и рванин, нарушающих ее непрерывность и прочность. 5.1.23 Оси резьбы головки и тела штанги должны быть соосны. Допускается несоосность резьбы и тела штанги не более 1,5 мм на длине 200 мм от торца штанги. 5.1.24 Оси резьб муфты должны быть соосны ее продольной оси. Несоосность резьбы муфты относительно продольной оси муфты - не более 0,5 мм. 5.1.25 Торцы муфты и упорных буртов штанги должны быть соответственно перпендикулярны к осям резьбы муфты и штанги. Отклонение от перпендикулярности - не более 0,05 мм. 5.1.26 Поверхности штанги и муфты, подвергнутые механической обработке, не должны иметь заусенцев и царапин. Допускается наличие рисок от режущего инструмента на расточке муфты и упорном бурте штанги. Допускается на штангах наличие на обработанной цилиндрической поверхности упорного и подэлеваторного буртов (рисунок 2, вариант В) отдельных раковин от окалины, которые не превышают предельных отклонений диаметра D . 5.1.27 На один конец штанги должна быть плотно навинчена (до полного соприкосновения торцев муфты и упорного бурта штанги) соединительная муфта. Штанги из стали марки 15Н3МА должны иметь соединительные муфты из стали марок 20Н2М, 20ХН2М. Штанги из других марок сталей должны иметь соединительные муфты из сталей марок 40 и 45. Допускаются, по заказу потребителя, другие сочетания предусмотренных настоящим стандартом материалов штанг и соединительных муфт. 5 .1.28 Показатели надежности 5.1.28.1 Вероятность безотказной работы штанг (за 5 млн. циклов) должна быть не менее 0,996, а для штанг из стали марки 40 и штанг, подвергнутых только нормализации, - 0,995. 5.1.28.2 Установленный срок службы штанг - не менее 3 лет. Средний срок службы штанг - не менее 5,5 лет. 5.1.29 Критерием предельного состояния штанга или муфты является их обрыв, а также значительный износ и (или) растрескивание головки и тела штанги или муфты, искривление штанги, исключающие возможность их дальнейшей эксплуатации.

5.2 Маркировка

5.2.1 Каждая штанга и муфта должны маркироваться поверхностно-пластическим деформированием в соответствии с настоящим стандартом. Допускается проводить маркировку штанг и муфт по другому стандарту, на соответствие которому (наряду с настоящим стандартом) была проведена их сертификация в установленном порядке. 5.2.2 Маркировка штанг должна наноситься на двух противоположных сторонах квадратной шейки. На одной стороне квадратной шейки наносят: численное значение условного размера штанги; товарный знак или условное обозначение предприятия-изготовителя; месяц и год выпуска. Допускается вместо указания месяца маркировать обозначение квартала. На другой стороне квадратной шейки наносят: марку стали; номер плавки; вид термообработки (букву S) - для штанг, подвергнутых поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ. Допускается наносить маркировку вида термообработки на торце штанги. 5.2.3 На наружной поверхности муфты должна наноситься маркировка, содержащая: товарный знак или условное обозначение предприятия-изготовителя; численное значение условного размера штанги; букву Т, S или SM соответственно для их класса; марку стали; месяц и год выпуска. Допускается вместо указания месяца маркировать обозначение квартала. Муфты, предназначенные для поставки в сборе со штангами, допускается маркировать только обозначением марки стали и буквой в соответствии с классом муфты. 5.2.4 Марки стали маркируют следующими буквами: 40 и 45 У; 20Н2М, 20ХН2М Н; 30ХМА X ; 15Н3МА Р; 15Х2НМФ П; 15Х2ГМФ Л; 14Х3ГМЮ М. 5.2.5 Год выпуска маркируют одной последней цифрой календарного года. Кварталы маркируют следующими буквами: I квартал А; II квартал Б; III квартал Г; IV квартал И. Месяцы маркируют цифрами от 1 до 12. 5.2.6 Условный номер плавки маркируется тремя цифрами. При числе плавок одной марки стали на данном предприятии-изготовителе штанг не более 100 в год допускается условный номер плавки маркировать двумя цифрами. 5.2.7 На наружной поверхности подэлеваторного бурта или на торце штанги может наноситься отличительная окраска, соответствующая классу штанги по материалу в соответствии с приложением В: класс С - белая, класс К - голубая; класс Д: для хромо-молибденовых сталей - желтая, для сталей 15Х2НМФ, 15Х2ГМФ и 14Х3ГМЮ - оранжевая, для остальных сталей - окраска не наносится.

5.3 Упаковка

5.3.1 Консервации по варианту защиты ВЗ-4 ГОСТ 9.014 подлежат резьбы штанги (включая резьбовую канавку и обращенный к ней торец упорного бурта) и муфты. Срок действия консервации - 2 года. По заказу потребителя срок действия консервации может быть увеличен до трех лет. Наружная поверхность штанги может быть покрыта антикоррозионным лаком или мастикой при условии защиты резьбы в соответствии с 5.3.2. 5.3.2 Штанги должны упаковываться в транспортные пакеты. В каждый пакет упаковывают штанги только одной марки стали, одного вида термической обработки, одного диаметра, одной длины, с муфтами одного исполнения и класса. Открытая резьба штанг и муфт, а также их контактные поверхности должны быть защищены предохранительными колпачками или пробками от повреждений и от скопления в них грязи и влаги. 5.3.3 Конструкция пакетов должна обеспечивать предохранение штанг от искривления (за пределы упругой деформации) при транспортировании и хранении. В пакетах не допускается соприкасание поверхностей тела штанг между собой. Концы штанг с муфтами должны быть сориентированы в одну сторону. 5.3.4 Штанги должны укладываться в пакеты рядами и скрепляться поперечными стяжками, включающими бруски со стяжными болтами, деревянные прокладки между рядами и строповочные приспособления. Допускается при стяжке брусков вместо болтов использовать металлическую ленту. Пакеты со штангами нормальной длины должны иметь не менее пяти поперечных стяжек по длине, причем первая - на расстоянии 1,5 м от конца с муфтой, последняя - на расстоянии 1,8 м от противоположного конца штанги, остальные - равномерно между ними по длине пакета. Допускаются иные требования к упаковке по договору между изготовителем и потребителем. 5.3.5 Масса пакета (брутто) - не более 1500 кг. Допускается по заказу потребителя объединение нескольких пакетов в укрупненный транспортный блок-пакет массой брутто до 3500 кг. Высота пакета не должна превышать его ширины. 5.3.6 Каждый пакет должен иметь паспорт по ГОСТ 2.601, который должен содержать следующие данные: наименование предприятия-изготовителя; условное обозначение штанг; количество штанг в пакете; условный номер плавки; результаты заводских механических испытаний материала (сердцевины) штанг; результаты определения твердости поверхностей штанг и муфт, подвергнутых поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ, и муфт классов S и SM ; месяц (квартал) и год выпуска. Допускается перечисленные данные дополнять наименованием внешнеторговой организации по согласованию с ней. Паспорт должен предусматривать возможность внесения в него следующих данных: номеров скважин, в которые спущены штанги; дату спуска штанг в скважину; подпись мастера, выполняющего текущий ремонт скважин. Паспорт, уложенный в мешок из полиэтиленовой пленки по ГОСТ 10354, должен помещаться внутри одной из муфт пакета. Муфта, внутри которой находится паспорт, должна иметь отличительную окраску. Допускается отличительную окраску наносить на предохранительную пробку той муфты, внутри которой помещен паспорт. По заказу потребителя паспорт может быть помещен в пенал, закрепляемый проволокой между рядами штанг пакета. 5.3.7 Каждая партия должна состоять из штанг одного типоразмера и сопровождаться этикеткой по ГОСТ 2.601, содержащей следующие сведения: наименование предприятия-изготовителя; количество штанг в партии; количество пакетов в партии; условные номера плавок. 5.3.8 Переводные или соединительные муфты, поставляемые самостоятельно, должны быть упакованы в деревянные ящики типа II или III по ГОСТ 2991, массой брутто не более 50 кг. В случае поставки муфт в районы Крайнего Севера и труднодоступные районы упаковку производят по ГОСТ 15846. 5.3.9 По заказу потребителя допускается упаковка муфт в ящики по ГОСТ 24634. 5.3.10 Ящик должен снабжаться упаковочным ярлыком с указанием на нем: наименования предприятия-изготовителя; условного обозначения муфт; марки стали; класса муфт; исполнения муфт; количества муфт в ящике; месяца (квартала) и года выпуска. Допускается перечисленные данные дополнять наименованием внешнеторговой организации по согласованию с ней.

6 Правила приемки

6.1 Для проверки соответствия штанг и муфт требованиям настоящего стандарта предприятие-изготовитель должно подвергать их приемочному контролю, а штанги также периодическим испытаниям. 6.2 Штанги и муфты предъявляются приемочному контролю партиями, содержащими не более 1200 штанг или муфт. Каждая партия должна состоять из штанг одного типоразмера, изготовленных из стали одной плавки, одного вида термической обработки, а каждая партия муфт - из муфт одного типоразмера, одной марки стали, одного класса и одного исполнения. 6.3 Объем выборки из партии должен устанавливаться в соответствии с ГОСТ 16493, исходя из заданного значения риска потребителя b = 0,1 и браковочного уровня качества q = 1,0. 6.4 Отбор изделий в выборку из проверяемой партии штанг или муфт должен производиться по ГОСТ 18321 с применением метода систематического отбора единиц продукции в выборку. 6.5 В выборке должно проверяться каждое изделие, за исключением контроля по 6.7 (перечисления б, в, г, ж), при котором проверяются две муфты или штанги из выборки. 6.6 Если в выборке обнаружено хотя бы одно дефектное изделие, партия бракуется в соответствии с вариантом браковки КЗ по ГОСТ 16493. При неудовлетворительных результатах контроля по 6.7 (перечисления б, в, г, ж) хотя бы по одному показателю разрешается проводить повторный контроль этого показателя на удвоенном количестве проб, взятых от той же партии. Допускается одна повторная закалка штанг. Количество отпусков не ограничивается. После повторной термообработки партия испытывается, как предъявленная вновь. 6.7 При приемочном контроле проверяют: а) размеры штанг (4.2) и муфт (4.5); б) механические свойства материалов штанг (5.1.3) и муфт (5.1.6), а также их химический состав; в) глубину и твердость поверхностного упрочнения штанг и муфт класса S (5.1.4 и 5.1.7); г) глубину, твердость и микроструктуру износостойкого покрытия муфт класса SM (приложение Г); д) качество износостойкого покрытия муфт класса SM (приложение Г); е) качество необработанных поверхностей (5.1.10); ж) макро- и микроструктуру штанг (5.1.14 и 5.1.15); з) кривизну тела штанги (5.1.18); и) качество резьб штанг и муфт (4.7; 5.1.20 - 5.1.22); к) соосность резьбы и тела штанги и муфты (5.1.23 и 5.1.24); л) качество обработанных поверхностей штанг и муфт (5.1.9 и 5.1.26); м) перпендикулярность торцев упорных буртов штанги и торцев муфты к осям резьбы штанги и муфты (5.1.25); н) маркировку, консервацию и упаковку штанг и муфт (5.2, 5.3): 6.8 При периодических испытаниях, проводимых не реже одного раза в год, проверяют предел прочности (5.1.5) и показатели надежности (5.1.28) штанг. Периодическим испытаниям по 5.1.5 подвергают не менее двух штанг одного типоразмера от партии, прошедшей приемочный контроль. Объем выборки для проверки показателей надежности по 5.1.28 определяется методикой проведения этих испытаний.

7 Методы контроля

7.1 Размеры штанг, муфт и их резьб по 4.1; 4.2; 4.5 и 4.7, а также перпендикулярность торцев упорных буртов штанги и торцев муфты к осям резьбы штанги и муфты по 5.1.25, проверяют при калибровке штанг и муфт в соответствии с приложением Д. Допускается применение иных средств измерения, обеспечивающих необходимую точность контроля. 7.2 Химический состав материалов штанг, муфт и покрытий проверяют по сертификатам или результатам химического анализа. Химический анализ проводят по ГОСТ 12344, ГОСТ 12348, ГОСТ 12352, ГОСТ 12354 и ГОСТ 28473. 7.3 Механические свойства материала сердцевины штанг (5.1.3) проверяют на образцах, вырезанных из термически обработанных отштампованных заготовок штанг. Отрезку следует производить на участке зоны термического влияния. От каждой заготовки должно быть взято не менее чем по два образца для каждого вида испытаний. 7.3.1 Статические испытания на растяжение с целью определения временного сопротивления разрыву, предела текучести, относительного удлинения и относительного сужения (5.1.3) проводят по ГОСТ 1497. 7.3.2 Испытание на ударную вязкость проводят по ГОСТ 9454. 7.4 Твердость сердцевины отштампованных заготовок штанг (5.1.3), а также твердость поверхности штанг и муфт, подвергнутых поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ (5.1.4), и муфт классов S (5.1.7) и SM (приложение Г) проверяют по ГОСТ 9012 и ГОСТ 9013. При этом на каждой проверяемой муфте класса SM должно быть сделано не менее пяти измерений в точках вдоль образующей наружной поверхности, по которым выводится средний показатель твердости покрытия. 7.5 Глубина поверхностного упрочнения штанг (5.1.4), подвергнутых нагреву ТВЧ, должна определяться измерением на темплетах. 7.6 Макроструктуру головок штанг (5.1.14) проверяют визуально. Допускается применять лупу с пятикратным увеличением. 7.7 Предел прочности штанг, подвергнутых поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ (5.1.5), проверяют испытанием на разрыв натурных образцов штанг или отрезков штанг длиной не менее 600 мм. 7.8 Длину незакаленных участков муфт (5.1.7) и глубину поверхностного упрочнения муфт класса S (5.1.7) проверяют их измерением на продольных протравленных темплетах муфт. 7.9 Микроструктуру износостойкого покрытия муфт класса SM (приложение Г) проверяют сравнением с эталоном, изготовленным предприятием-изготовителем и согласованным с головной организацией-разработчиком муфт. 7.10 Отсутствие недопустимых дефектов поверхности штанг (5.1.9, 5.1.10) и муфт (5.1.12) проверяют визуально с помощью поверочной линейки. 7.11 Отсутствие пережога стали и микроструктуру головок (5.1.15) проверяют с помощью микроскопа на поперечных шлифах, вырезанных из головки термически обработанной заготовки штанг на расстоянии от 40 до 80 мм от торца и из тела заготовки на расстоянии не менее 300 мм от торца. Допускается контроль перегрева и пережога стали проводить в изломе по ГОСТ 10243. 7.12 В процессе нагрева головок штанг под высадку в индукторе ТВЧ должен осуществляться активный контроль нагрева для обеспечения качества структуры металла (5.1.14 и 5.1.15). Примечание - Примером активного контроля может служить устройство в виде термопары, зачеканенной с торца в образец, отрезанный от заготовки штанги, или установка термопары с автоматической регулировкой и записью температуры при нагреве в печи. 7.13 Кривизну тела штанги (5.1.18, 4.2.19) и соосность резьбы и тела штанги и муфты (5.1.23, 5.1.24) проверяют универсальными измерительными инструментами или с помощью специальных приспособлений. 7.14 Качество поверхности резьбы (5.1.22) и других механически обработанных поверхностей (5.1.26 и приложение Г) проверяют визуально, а шероховатость поверхности - сопоставлением с эталонами шероховатости, выполненными в соответствии с требованиями ГОСТ 9378. 7.15 Показатели надежности проверяют по результатам сбора информации об эксплуатационной надежности штанг и муфт. При этом вероятность безотказной работы штанг определяют по числу их обрывов без учета эксплуатационных отказов в соответствии с приложением Е за 5 млн. циклов у штанг в количестве 1000 шт., изготовленных в период времени продолжительностью не более трех месяцев. Допускается подтверждение показателей надежности штанг по результатам подконтрольной эксплуатации штанг одной марки стали и одного вида термообработки. 7.16 Соответствие маркировки, консервации и упаковки требованиям 5.2, 5.3 проверяют внешним осмотром.

8 Транспортирование и хранение

8.1 Пакеты штанг и ящики с муфтами транспортируют в открытых транспортных средствах автомобильным, железнодорожным и водным транспортом в соответствии с правилами перевозок, действующими на транспорте каждого вида, и техническими условиями погрузки и крепления грузов, установленными для транспорта данного вида. При проведении погрузочно-разгрузочных работ в железнодорожные загоны должны выполняться требования ГОСТ 22235. При этом высота штабеля пакетов не должна превышать 3 м, и вышележащие пакеты должны соприкасаться с нижележащими только поперечными стяжками. В каждом штабеле поперечные стяжки пакетов должны быть скреплены между собой проволочной скруткой от возможного относительного смещения при транспортировании. Коэффициент загрузки открытого полувагона (применительно к штангам нормальной длины 8000 м) - до полной вместимости. Транспортная маркировка - по ГОСТ 14192 с указанием мест строповки. 8.1.1 Погрузка, выгрузка и перевалка пакетов или блок-пакетов должна производиться с помощью приспособлений, обеспечивающих сохранность штанг в пакетах, и в соответствии с требованиями приложения К. 8.2 Транспортирование штанг в части воздействия климатических факторов внешней среды - по группе условий хранения 8 ГОСТ 15150, в части воздействия механических факторов - по ГОСТ 23170: средняя (С) - при перевозках любым путем (кроме моря); жесткая (Ж) - при морских перевозках. 8.3 Группа условий хранения - 5 по ГОСТ 15150.

9 Указания по эксплуатации

9.1 Штанги и муфты должны эксплуатироваться в соответствии с РД 39-0147213-237 или другим аналогичным руководящим документом, утвержденным в установленном порядке. 9.2 Область применения насосных штанг в зависимости от коррозионности продукции скважин, диаметра скважинного насоса и величины допускаемого приведенного напряжения приведена в приложении Ж. 9.3 Правила компоновки штанговых колонн и замены штанг в колонне, а также возможности применения муфт в колонне труб приведены в приложении Л, а правила обращения со штангами в процессе эксплуатации - в приложении К.

10 Гарантии изготовителя

10.1 Изготовитель гарантирует соответствие штанг и муфт требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий транспортирования, хранения и эксплуатации, установленных настоящим стандартом и инструкцией по эксплуатации. Гарантийный срок эксплуатации штанг и муфт - 6 мес со дня ввода в эксплуатацию.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(справочное )

Сведения по гармонизации настоящего стандарта со стандартом API Spec 11 B

Таблица А.1

Номер и наименование раздела настоящего стандарта	Объем гармонизации стандартов
1 Область применения	Стандарты гармонизированы в части цельных насосных штанг и штанговых муфт с одноименными резьбовыми концами (соответственно с наружной и внутренней резьбой на обоих концах.
1 Область применения	Отличие: Настоящий стандарт не распространяется на составные штанги, на штанги с разноименными резьбовыми концами (ниппельным и муфтовым), на устьевые штоки и их муфты и прочие
4 Конструкция, основные параметры и размеры	Гармонизированы конструкция и размеры штанг и муфт. Отличие: Дополнительно включены штанги нормальной длиной 8000 мм и укороченной длины 1000, 1500 и 2000 мм, данные по конструктивной длине штанг, по массе штанг и муфт. Приведены обозначения штанг и муфт и их резьб в метрической системе
5 Технические требования	Гармонизированы технические требования к штангам и муфтам. Отличие: Дополнительно включены требования к штангам и муфтам, упрочненным нагревом ТВЧ; приведены конкретные марки стали для изготовления штанг и муфт, а в приложении В приведено их соответствие классификации стандарта API Spec 11В; приведены показатели безотказной работы штанг и сроки их службы
6 Правила приемки	Гармонизированы правила приемки
7 Методы контроля	Гармонизированы методы контроля. Отличие: В настоящем стандарте отсутствует раздел с конструкцией и размерами калибров
8 Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение	Гармонизированы требования к маркировке, упаковке, транспортированию и хранению штанг
9 Указания по эксплуатации	Гармонизированы указания по эксплуатации. Отличие: Дополнительно приведены сведения об области применения штанг из различных материалов с учетом коррозионности продукции скважин; допускаемые приведенные напряжения в штангах.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(справочное)

Конструктивные длины и массы штанг

Таблица Б.1 В миллиметрах

Условный размер штанг

Конструктивная длина L штанг при стандартной длине*

* Значения конструктивных длин округлены до целых чисел.

Таблица Б.2

Условный размер штанг

Масса штанг (без муфт), кг, при стандартной длине, мм

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(справочное)

Сведения о материалах, применяемых для изготовления штанг

В.1 Соответствие прочностных характеристик материалов штанг, указанных в настоящем стандарте, классификации материалов штанг, указанной в стандарте API Spec 11В, приведено в таблице В.1. Таблица В.1

Марка стали	Вид термообработки	Класс штанг по материалу (стандарт API Spec 11В)
40 по ГОСТ 1050	Нормализация
40 по ГОСТ 1050	Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом токами высокой частоты (ТВЧ)
20Н2М по ГОСТ 4543	Нормализация
20Н2М по ГОСТ 4543
30ХМА по ГОСТ 4543	Нормализация и высокий отпуск с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ
15Н3МА	Нормализация
15Н3МА	Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ
15Х2НМФ	Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск
15Х2ГМФ	Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск
14Х3ГМЮ	То же
Примечание - Для штанг, упрочненных нагревом ТВЧ, класс по стандарту API Spec 11В указан в скобках для отражения условного отнесения к этому классу при соответствии ему прочностных (5.1.5) и эксплуатационных (приложение Ж) характеристик штанг.

8.2 Стали марок 15Н3МА, 15Х2НМФ, 15Х2ГМФ и 14Х3ГМЮ выпускают по техническим условиям на них. 8.3 Стали марок 30ХМА, 15Н3МА, 15Х2ГМФ и 14Х3ГМЮ применяют для изготовления штанг условным размером 19 мм и более.

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(справочное)

Требования к муфтам класса SM

Г.1 На наружной поверхности муфт класса SM должно быть нанесено износостойкое покрытие толщиной не менее 0,25 мм. Г.2 Химический состав материала покрытия должен соответствовать указанному ниже:

Наименование химического элемента
Наименование химического элемента
Углерод
Кремний
Фосфор
Сера
Хром
Бор
Железо
Кобальт
Титан
Алюминий
Цирконий
Никель

Г.2.1 Допускается применение для покрытия сплава ПН70Х17С4Р4 в соответствии с ТУ 14-127-185, наносимого газопламенным напылением. Г.3 Способ нанесения покрытия должен исключать возможность повреждения накатанной резьбы. В случае формирования резьбы режущим инструментом эта операция должна производиться после нанесения износостойкого покрытия. Г.4 Твердость износостойкого покрытия должна составлять 53 … 62 НКС э. Г.5 Износостойкое покрытие муфт должно иметь мелкодисперсную однородную микроструктуру; при этом отношение микротвердости матрицы к микротвердости зерна - не ниже 0,5. Г.6 Износостойкое покрытие не должно иметь трещин, пор и прочих нарушений, которые можно обнаружить при визуальном осмотре. Следы окалины и брызги твердого сплава на торцах муфты не допускаются. Г.7 После нанесения покрытия поверхность муфты должна быть отшлифована до получения шероховатости Rz £ 6,3 мкм по ГОСТ 2789. Г.8 Окончательные размеры муфты с покрытием должны быть в пределах, указанных в таблицах 2 и 3 настоящего стандарта.

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(обязательное)

Калибровка штанг и муфт

Таблица Д.1

Контролируемые размер и форма поверхности	Средство измерения	Нормативный документ (НД)	Пояснение к операции контроля
1 Штанги
1.1 Внутренний диаметр резьбы d 1 *	Непроходной резьбовой калибр-кольцо		Резьбовой калибр-кольцо не должен навинчиваться на резьбу штанги после третьего поворота
1.2 Наружный диаметр резьбы d *			Резьбовой калибр-кольцо должен навинчиваться на резьбу штанги до упора в торец упорного бурта
1.3 Отклонение от перпендикулярности торца упорного бурта к оси резьбы штанги	Проходной резьбовой калибр-кольцо		Плоский щуп не должен проходить между торцами упорного бурта и навинченного на штангу резьбового калибра-кольца
	Плоский щуп размером 0,05 мм	ТУ 2-034-22/197-011
1.4 Максимальный и минимальный диаметр зарезьбовой канавки D 1	Микрометры МР25; МР50	ГОСТ 4381	Средства измерения установить поочередно на наибольший и наименьший размеры диаметра D 1 в пределах допуска. При этом калибр-скоба не должен проходить над контролируемой поверхностью при измерении наименьшего диаметра D 1
	Регулируемый калибр-скоба	ГОСТ 2216
1.5 Максимальный и минимальный диаметры упорного D и подэлеваторного D 2 буртов	Микрометры МР25; МР50; МР100	ГОСТ 4381	Средства измерения установить поочередно на наибольший и наименьший размеры диаметров в пределах допуска. При этом калибр-скоба не должен проходить над контролируемой поверхностью при измерении наименьшего диаметра
	Регулируемый калибр-скоба	ГОСТ 2216
1.6 Максимальная и минимальная длина зарезьбовой канавки l 2	Регулируемый калибр-скоба		Измерительные поверхности калибра устанавливаются поочередно на наибольший и наименьший измеряемый размер или его номинальное значение. Измеряемая длина должна находиться в пределах допуска
1.7 Максимальный и минимальный диаметры тела штанги d 0	Микрометры МР25; МР50	ГОСТ 4381
1.7 Максимальный и минимальный диаметры тела штанги d 0	Регулируемый калибр-скоба	ГОСТ 2216
1.8 Ширина квадратной шейки S	Регулируемый калибр-скоба
1.9 Максимальная и минимальная длина насосной штанги L	Рулетка	ГОСТ 7502
2 Муфты
2.1 Наружный диаметр резьбы D *	Непроходной резьбовой калибр-пробка	НД на калибр или стандарт API Spec 11В	Резьбовой калибр-пробка не должен ввинчиваться в резьбу муфты после третьего поворота
2.2 Внутренний диаметр резьбы D 1 *			Резьбовой калибр-пробка должен ввинчиваться в резьбу муфты до упора
2.3 Отклонение от перпендикулярности торца муфты к оси резьбы муфты	Проходной резьбовой калибр-пробка	НД на калибр или стандарт API Spec 11 B	Плоский щуп не должен проходить между торцами муфты и ввинченного в нее резьбового калибра-пробки
	Плоский щуп размером 0,05	ТУ 2-034-22/197-011
2.4 Максимальный и минимальный диаметры расточек муфты D 1 и D 2 (наименьший диаметр торцевой контактной поверхности)	Штангенциркуль	ГОСТ 166
	Калибр-пробка	ГОСТ 14810
2.5 Длина муфты L	Микрометры МК100; МК150	ГОСТ 4381
	Регулируемый калибр-скоба	ГОСТ 2216
2.6 Максимальное и минимальное расстояние между срезами под ключ S	Микрометры МК50; МК100	ГОСТ 4381	Калибр-скоба не должен проходить над поверхностью срезов под ключ при установке измерительных поверхностей на минимальное значение расстояния S
	Регулируемый калибр-скоба	ГОСТ 2216
2.7 Максимальная и минимальная длина среза под ключ S 1	Регулируемый калибр-скоба
* Одновременно контролируют профиль резьбы.

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

Примеры расчета вероятности безотказной работы партии штанг

Данные для расчета вероятности безотказной работы партии штанг (1030 > 1000) за 5 ´ 10 6 циклов приведены в таблице Е.1. Таблица Е.1

Условный номер скважины	Количество штанг из партии в данной скважине	Частота двойных ходов в минуту п	Время наработки T (5 ´ 10 6), сутки*	Количество обрывов штанг за время T (5 ´ 10 6)













* Время наработки штанг в данной скважине (без учета простоев) за 5 ´ 10 6 циклов, сутки, - определяется по формуле

Вероятность безотказной работы контрольной партии штанг за 5 ´ 10 6 циклов

Вывод: требования стандарта в части безотказной работы штанг (5.1.28.1) соблюдены.

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

(обязательное)

Область применения насосных штанг и значение допускаемого приведенного напряжения в штангах

Таблица Ж.1

Показатели штанг		Условия эксплуатации штанг
Марка стали	Вид термической обработки	Группа коррозионности продукции нефтяных скважин	Диапазон условных размеров штанговых насосов, мм	Допускаемое приведенное напряжение в штангах, Н/мм 2 , не более
	Нормализация	Некоррозионная


	Нормализация	Некоррозионная
	Нормализация
	Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ	Некоррозионная
		Некоррозионная

	Нормализация и высокий отпуск с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ	Некоррозионная
		Некоррозионная
		Среднекоррозионная
	Нормализация	Высококоррозионная (с присутствием H 2 S до 6 %)
	Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ	Некоррозионная
		Некоррозионная
		Среднекоррозионная (с присутствием H 2 S)
		Некоррозионная
		Среднекоррозионная (при отсутствии H 2 S)
	Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск	Некоррозионная
	Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск	Среднекоррозионная (при отсутствии H 2 S)
	То же	Некоррозионная
	То же	Среднекоррозионная (с присутствием H 2 S)
Примечание - Характеристика групп коррозионности продукции скважин приведена в приложении И.

ПРИЛОЖЕНИЕ И

(справочное)

Характеристика коррозионности продукции нефтяных скважин по содержанию в ней коррозионно-активных компонентов (без учета влияния ингибиторов коррозии)

И.1 Условно некоррозионная (некоррозионная) группа: а) до 99 % пластовых вод с минерализацией до 10 г/л при отсутствии растворенных H 2 S , СО 2 и О 2 ; б) до 50 % пластовых вод с минерализацией до 50 г/л при отсутствии растворенных H 2 S , CO 2 и О 2 ; в) безводная нефть с содержанием H 2 S до 60 мг/л. И.2 Среднекоррозионная группа: а) до 99 % пластовых вод с минерализацией до 50 г/л при отсутствии растворенных H 2 S , CO 2 и О 2 ; б) до 60 % пластовых вод с минерализацией свыше 50 г/л при отсутствии растворенных H 2 S , CO 2 и О 2 ; в) до 60 % пластовых вод с минерализацией до 100 г/л и присутствием H 2 S , СО 2 и О 2 (вместе или порознь) до 20 мг/л; г) до 60 % пластовых вод с минерализацией до 50 г/л и содержанием H 2 S до 150 мг/л; д) безводная нефть с содержанием H 2 S до 400 мг/л. И.3 Высококоррозионная группа: а) свыше 60 % пластовых вод с минерализацией более 50 мг/л при отсутствии растворенных H 2 S , СО 2 и О 2 ; б) свыше 60 % пластовых вод и присутствием H 2 S , CO 2 и О 2 (вместе или порознь); в) до 60 % пластовых вод с минерализацией более 100 г/л и присутствием H 2 S , CO 2 и О 2 (вместе или порознь) до 20 мг/л; г) до 60 % пластовых вод с минерализацией свыше 50 г/л и содержанием H 2 S до 150 мг/л; д) безводная нефть с содержанием H 2 S свыше 400 мг/л. Примечание - Коррозионная активность продукции скважины может зависеть также от ионного состава растворенных солей, концентрации водородных ионов (рН), содержания сернистых соединений, температуры продукции и т.п.

ПРИЛОЖЕНИЕ К

(обязательное)

Правила обращения со штангами в процессе эксплуатации

К.1 Штанги до спуска в скважину должны проверяться внешним осмотром. Штанги изогнутые, скрученные и имеющие механические повреждения поверхности должны быть забракованы. Выпрямление изогнутых штанг и зачистка поверхностных повреждений не допускаются. К.2 Для проведения спускоподъемных операций со штангами скважина должна быть оборудована приспособлением для подвешивания штанг или деревянными стеллажами для укладывания на них штанг. Стеллажи должны быть оборудованы таким образом, чтобы не получалось прогибов штанг или свешивания их концов. К.3 Штанги должны укладываться на стеллажах рядами с применением деревянных междурядных прокладок. К.4 Штанги со стеллажей должны подаваться к скважине по одной. Концы штанг нельзя волочить по земле. К.5 Захват штанг при спускоподъемных операциях должен производиться только за головку на участке радиуса r 1 (рисунок 2), а свинчивание (развинчивание) производить только за квадратную шейку. Допускается при подвешивании штанг производить захват штанги (или двух свинченных штанг) за квадрат. К.6 Штанговые элеваторы, крюки, ключи и другие инструменты, применяемые при спускоподъемных операциях, должны исключать возможность искривления тела штанги у головки, смятие штанг и других повреждений поверхности. К.7 Во избежание заедания резьбы штанг при их свинчивании или развинчивании спускоподъемное оборудование должно быть отцентрировано над устьем скважины. К.8 Перед свинчиванием резьбовых соединений штанг они должны быть очищены от грязи и смазаны. К.9 При развинчивании резьбовых соединений штанг удары по муфте не допускаются. Муфты, подвергшиеся ударам, должны быть заменены на новые. К.10 Штанги без упаковки транспортируют штанговозами или транспортом других видов, имеющим ровную платформу, превышающую длину штанг.

ПРИЛОЖЕНИЕ Л

Правила компоновки колонн насосных штанг и замены штанг в колонне

Л.1 Компоновка колонн насосных штанг Л.1.1 В зависимости от режима работы штангонасосной установки колонна насосных штанг может быть одноступенчатой и многоступенчатой. Каждая ступень должна состоять из штанг одного типоразмера. Л.1.2 В многоступенчатых колоннах, как правило, применяют штанги одной марки стали и одного вида термической обработки. Л.1.3 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. Значение приведенного напряжения при расчете штанговых колонн рекомендуется принимать в пределах от 0,75 до 0,9 от допускаемого по приложению Ж. Длина ступени должна определяться расчетом, методика которого должна соответствовать приведенной в руководящих документах, указанных в 9.1. Л.2 Возможности применения штанговых муфт внутри колонн насосно-компрессорных труб Л.2.1 В зависимости от исполнения муфт возможности их применения внутри колонн насосно-компрессорных труб приведены в таблице Л.1. Таблица Л.1 В миллиметрах

Условный размер штанг	Наружный диаметр муфт полноразмерных (уменьшенного диаметра)	Минимальный условный (наружный) диаметр насосно-компрессорных труб, внутри которых применяются муфты
Условный размер штанг

Л.3 Замена штанг в колонне Л.3.1 Отдельные штанги, оборвавшиеся в процессе эксплуатации, должны быть заменены штангами того же типоразмера. В случае одного или двух обрывов, имеющих место во вновь спущенной колонне штанг, не следует менять всю колонну или ее ступень. Полную смену штанговой колонны или ее ступени следует производить только при увеличении интенсивности (частоты) обрывов штанг не менее чем в 2 раза. Л.3.2 При наблюдении в скважине повышенной частоты обрывов штанг, по сравнению с частотой обрывов в аналогичных условиях в других скважинах, необходимо выявить причины этого и принять меры для их устранения. Л.3.3 Штанги и муфты, достигшие в процессе эксплуатации предельного состояния (5.1.29), должны быть заменены на новые. Ключевые слова: насосные штанги, насосные штанги укороченной длины, штанговые муфты, соединительные муфты, переводные муфты, штанговая колонна, колонна насосных штанг, технические условия, допускаемое приведенное напряжение в штангах, группы коррозионности продукции скважин

Бóльшая часть добывающего фонда скважин нефтедобывающих предприятий оборудуется штанговыми насосными установками. Контроль работы штанговых насосов осуществляется, как известно, посредством динамометрирования. То есть посредством снятия диаграммы изменения нагрузки на устьевой шток при его ходе вверх-вниз.

Навык чтения динамограмм, умение их правильно интерпретировать необходимо как специалистам технологической службы нефтедобывающего предприятия, так и специалистам геологической службы.

Инженерам-технологам динамограммы помогают в принятии решений о необходимости текущего ремонта скважины (ТРС) или, например, о необходимости горячей обработки скважины для удаления отложений парафина без привлечения бригады ТРС.

Специалистам геологической службы навык чтения динамограмм необходим как самый первый этап в анализе причин снижения дебита добывающей скважины. Если динамограмма «рабочая», значит дело не в насосе. Значит можно переходить к поиску «геологических» причин снижения дебита.

Теоретическая динамограмма

Прежде чем перейти к разбору реальных динамограмм необходимо разобраться с теоретической динамограммой.

Как известно, динамограмма – это диаграмма изменения нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода. Теоретическая динамограмма – это такая идеализированная динамограмма, которая не учитывает силы трения, инерционные и динамические эффекты, возникающие в реальных условиях. Из-за таких эффектов прямые линии теоретической динамограммы превращаются в волнообразные, характерные для реальной. Также в теоретической динамограмме предполагается полной заполнение цилиндра штангового насоса, то есть коэффициент подачи насоса равен 1, чего в реальных условиях никогда не бывает (коэффициент подачи насоса обычно меньше единицы).

Теоретическая динамограмма имеет форму параллелограмма (рисунок 1).

Рисунок 1. Динамограмма теоретическая

Рисунок 2. Схема ШГН

Точка А на динамограмме - это крайнее нижнее положение плунжера насоса. Отрезок AB - ход вверх полированного штока. При этом происходит деформация (растяжение) штанг, но плунжер насоса все еще находится в крайнем нижнем положении. Отрезок BC - ход вверх полированного штока и плунжера насоса.

Точка C - крайнее верхнее положение плунжера насоса. Отрезок CD - ход вниз полированного штока. При этом происходит деформация (сжатие) штанг, но плунжер насоса все еще находится в крайнем верхнем положении. Отрезок DA - ход вниз полированного штока и плунжера насоса

В общем-то ничего сложного. Левая часть динамограммы характеризует работу насоса при нахождении плунжера в нижнем положении и соответственно работу всасывающего клапана насоса. Правая часть динамограммы - работу насоса при нахождении плунжера в верхнем положении и соответственно работу выкидного клапана насоса.

Имея на руках динамограмму работы насоса можно рассчитать дебит жидкости скважины. Динамограф, которым и снимают динамограммы, выдает в том числе и информацию о числе качаний (в минуту) станка-качалки и длине хода плунжера. Зная, какой насос спущен в скважину, рассчитать дебит не составляет труда. Формула для расчета теоретического дебита жидкости:

Q т = 1440 · π /4 · D² · L · N

где
Q т – дебит жидкости (теоретический), м 3 /сут
D – диаметр плунжера, м
L – длина хода, м
N – число качаний, кач./мин.

Длину хода и число качаний, как я уже сказал, нам выдает динамограф вместе с динамограммой. Диаметр плунжера обычно указан в названии насоса. Например, у насоса НГН-2-44 диаметр плунжера 44 мм, у НГН-2-57 соответственно 57 мм.

Для того чтобы получить фактический дебит жидкости скважины, необходимо полученный по формуле результат умножить на коэффициент подачи насоса (η ), который как мы уже знаем всегда меньше единицы.

Примеры реальных динамограмм

Фактические динамограммы имеют огромное количество форм и разновидностей. Все их здесь рассмотреть не получится, приведу только несколько характерных примеров:

Влияние газа, неполное заполнение плунжера

Не работают оба клапана

Обрыв или отворот штанг

Выход плунжера из цилиндра насоса

Отложения парафина

Прежде чем закончить статью рассмотрим еще один вопрос:

Как часто снимают динамограммы?

Политика различных нефтедобывающих компаний в отношении частоты снятия динамограмм может отличаться. Но, как правило, динамограммы снимают 1 раз месяц на обычном, ничем не осложненном фонде скважин.

При необходимости динамограммы снимают чаще (например, раз в неделю) на фонде скважин осложненных частыми отложениями парафина. Также динамограммы снимают при наличии соответствующих показаний (как говорят медицинские работники). Например, при снижении дебита жидкости скважины, при повышении динамического уровня, после изменения параметров работы штангового насоса (длина хода, число качаний) и других.

Если на скважине проводились геолого-технические мероприятия (ГТМ), то после запуска скважины до выхода ее на режим динамограммы снимаются, как правило, ежедневно. То же самое можно сказать и о новых скважинах запущенных из бурения.

АБР — аэрированный буровой раствор.

АВПД — аномально высокое пластовое давление.

АНПД — аномально низкое пластовое давление.

АКЦ — акустический цементомер.

АТЦ — автотранспортный цех.

БГС — быстрогустеющая смесь.

БКЗ — боковое каротажное зондирование.

БКПС — блочные кустовые насосные станции.

БСВ — буровые сточные воды.

БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)

БУ — буровая установка.

ВГК — водогазовый контакт.

ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.

ВЗД — винтовой забойный двигатель.

ВКР — высококальциевый раствор.

ВКГ — внутренний контур газоносности.

ВНКГ — внешний контур газоносности.

ВКН — внутренний контур нефтеносности.

ВНКН — внешний контур нефтеносности.

ВМЦ — вышкомонтажный цех.

ВНК — водонефтяной контакт.

ВПВ — влияние пневмовзрыва.

ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.

ВРП — водораспределительный пункт.

ГГК — гамма-гамма-каротаж.

ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.

ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.

ГЖС — газожидкостная смесь.

ГИВ — гидравлический индикатор веса.

ГИС — геофизическое исследование скважин.

ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.

ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.

ГК — гамма-каротаж.

ГКО — глинокислотная обработка.

ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).

ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.

ГПП — гидропескоструйная перфорация.

ГПЖ — газопромывочная жидкость.

ГПЗ — газоперерабатывающий завод.

ГПС — головная перекачивающая станция.

ГРП — гидравлический разрыв пласта.

ГСМ — горюче-смазочные материалы.

ГСП — групповой сборный пункт.

ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.

ГТН — геолого-технологический наряд.

ГТУ — геолого-технологические условия.

ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.

ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).

ДУ — допустимый уровень.

ЕСГ — единая система газоснабжения.

ЖБР — железобетонный резервуар.

ЗСО — зона санитарной охраны.

ЗЦН — забойный центробежный насос.

КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.

КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.

КИН — коэффициент извлечения нефти.

КИП — контрольно-измерительные приборы.

КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.

КНС — кустовая насосная станция.

К — капитальный ремонт.

КО — кислотная обработка.

КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.

КРС — . Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.

КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.

КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.

ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.

ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.

ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.

МГР — малоглинистые растворы.

ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.

МНП — магистральный нефтепровод.

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.

МРП — межремонтный период.

МРС — механизм расстановки свечей.

МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.

НБ — насос буровой.

НБТ — насос буровой трехпоршневой.

НГДУ — нефтегазодобывающее управление.

НГК — нейтронный гамма-каротаж.

НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.

НПП — нефтепродуктопровод.

НПС — нефтеперекачивающая станция.

ОА — очистительные агенты.

ОБР — обработанный буровой раствор.

ОГМ — отдел главного механика.

ОГЭ — отдел главного энергетика.

ООС — охрана окружающей среды.

ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.

ОТ — обработка призабойной зоны.

ОТБ — отдел техники безопасности.

ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).

ОПС — отстойник предварительного сброса.

ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).

ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.

ПАВ — поверхностно-активное вещество.

ПАА — полиакриламид.

ПАВ — поверхностно-активные вещества.

ПБР — полимер-бентонитовые растворы.

ПДВ — предельно-допустимый выброс.

ПДК — предельно-допустимая концентрация.

ПДС — предельно-допустимый сброс.

ПЖ — промывочная жидкость.

ПЗП — призабойная зона пласта.

ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.

ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.

ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.

ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.

ППС — промежуточная перекачивающая станция.

ППУ — паропередвижная установка.

ПРИ — породоразрушающий инструмент.

ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.

ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.

ПСД — проектно-сметная документация.

РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.

РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.

РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.

РИР — ремонтно-изоляционные работы.

РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.

РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.

РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.

РТБ — реактивно-турбинное бурение.

РЦ — ремонтный цикл.

СБТ — стальные бурильные трубы.

СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.

СГ — смесь гудронов.

СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.

Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.

СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.

СНС — статическое напряжение сдвига.

СПГ — сжиженный природный газ.

СПО — спуско-подъемные операции.

ССБ — сульфит-спиртовая барда.

ССК — снаряд со съемным керноприемником.

Т — текущий ремонт.

ТБО — твердые бытовые отходы.

ТГХВ — термогазохимическое воздействие.

ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.

ТК — тампонажная композиция.

ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.

ТО — техническое обслуживание.

ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН) .

ТП — технологический процесс.

ТРС — текущий ремонт скважины.

ТЭП — технико-экономические показатели.

ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.

УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.

УБР — управление буровых работ.

УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.

УКБ — установка колонкового бурения.

УКПН — установка комплексной подготовки нефти.

УСП — участковый сборный пункт.

УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.

УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.

УЩР — углещелочной реагент.

УПГ — установка подготовки газа.

УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.

УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.

УТТ — управление технологического транспорта.

УШГН — установка штангового глубинного насоса.

УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.

ХКР — хлоркальциевый раствор.

ЦА — цементировочный агрегат.

ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.

ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.

ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.

ЦКС — цех крепления скважин.

ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.

ЦППД — цех поддержания пластового давления.

ЦС — циркуляционная система.

ЦСП — центральный сборный пункт.

ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.

ШПМ — шинно-пневматическая муфта.

ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.

ЭГУ — электрогидравлический удар.

ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.

ЭХЗ — электрохимическая защита.

ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.

Значительную часть фонда нефтедобывающих скважин в мире составляют скважины, эксплуатируемые установками ШГН. Это вызвано тем, что многие скважины сразу после окончания бурения вводятся в эксплуатацию насосным способом, а также переводом в эксплуатацию ШГН фонтанирующих и оборудованных бесштанговыми погружными электроцентробежными насосами скважин при уменьшении дебита до 100 т/сут. Таким образом, до 80% скважин в мире оборудованы именно установками ШГН.

Наземное и глубинное оборудование установки ШГН показано на рисунке 2.1. Установка состоит из приводного ЭД 1, соединенного ременной передачей 2 с редуктором 3. На выходном валу редуктора находится кривошип 4, а также противовес 5, на котором установлены грузы 6. Шатун 7 передает движение балансиру 8, к головке которого 9 прикреплена канатная подвеска 10. Полированный шток 11 проходит через сальниковый узел 12.

Подземное оборудование скважины состоит из обсадной колонны 13, насосно-компрессорных труб 14 и колонны насосных штанг 15.

Штанговый глубинный насос 19 состоит из цилиндра 16, приемного клапана 20 и нагнетательного клапана 17.

Штанговый глубинный насос (рисунок 2.2) состоит из цилиндра, приемного клапана и нагнетательного клапана.

Работает ШГН следующим образом. Цикл качания начинается в момент, когда шток (а соответственно и плунжер) движется вниз. Когда плунжер с открытым нагнетательным клапаном приближается к своему крайнему нижнему положению, всасывающий клапан закрыт. На полированный шток действует только нагрузка от веса штанг, погруженных в жидкость. В крайнем нижнем положении нагнетательный клапан закрывается.

Давление жидкости в цилиндре насоса практически равно давлению в насосных трубах над плунжером.

Рис.2.1.

Когда полированный шток начинает двигаться вверх, плунжер остается неподвижным по отношению к цилиндру насоса, так как упругие штанги не могут передать ему движение до тех пор, пока они не получат полного растяжения от веса столба жидкости в насосных трубах, приходящегося на площадь плунжера. Величина растяжения штанг прямо пропорциональна величине воспринятой части веса жидкости. Поэтому по мере увеличения растяжения штанг нагрузка на полированном штоке растет. Та часть жидкости, которую приняли на себя штанги, снимается с труб. Вследствие этого трубы сокращают свою

длину и их нижний конец, с закрытый всасывающим клапаном, движется вверх.

Так как между всасывающим и нагнетательным клапанами в цилиндре насоса находится практически несжимаемая жидкость, то движение нижнего конца труб вверх вызывает движение вверх и плунжера вместе с насосом.

Рис. 2.2.

1 - насос; 2 - уровень жидкости; 3 - нефтеносный пласт;
4 - колонна штанг; 5 - НКТ

В любой момент времени текущая величина растяжения штанг равна разности перемещений полированного штока и плунжера. Поэтому, чтобы штанги получили полное растяжение, необходимое для передачи движения плунжеру, полированный шток должен пройти путь, равный сумме растяжения штанг и сокращения труб.

Нагрузка на полированном штоке возрастает при одновременном перемещении его вверх. Во время последующего движения плунжера вверх на полированный шток действует неизменная нагрузка.

Из крайнего верхнего положения полированный шток начинает движение вниз. Однако плунжер не может двигаться вниз, так как под ним в цилиндре насоса находится практически несжимаемая жидкость. Нагнетательный клапан не может открыться, потому что давление в цилиндре насоса равно нулю, а над плунжером оно равно давлению всего столба жидкости в насосных трубах. Поэтому плунжер остается неподвижным по отношению к цилиндру насоса. Вследствие того, что плунжер стоит на месте, а полированный шток движется вниз, длина штанг сокращается, и нагрузка от веса жидкости постепенно передается на трубы. Давление в цилиндре насоса увеличивается пропорционально сокращению штанг.

Воспринимая нагрузку от веса жидкости, трубы соответственно удлиняются, и их нижний конец движется вниз. Так как плунжер опирается на несжимаемый столб жидкости в цилиндре насоса, то он движется вниз, оставаясь неподвижным по отношению к цилиндру насоса. Это вынужденное продвижение плунжера замедляет сокращение штанг и снятие нагрузки от веса жидкости. Поэтому штанги получают полное сокращение и полностью снимают с себя нагрузку от веса жидкости только тогда, когда полированный шток проходит расстояние, равное сумме сокращения штанг и растяжения труб от веса жидкости.

Вследствие уменьшения нагрузки при одновременном перемещении полированного штока вниз, происходит снятие со штанг нагрузки от веса жидкости.

Типы приводов штанговых глубинных насосов.

В настоящее время получили распространение два типа наземных приводов ШГН - станки-качалки и цепные приводы. Помимо этого существуют всевозможные экспериментальные приводы, среди которых можно выделить «линейный привод», «мобильные СК» (перевозимые на автомобиле) и «складные СК» (складывающиеся для прохождения через них систем полива сельскохозяйственных полей). В последнее время начинают использоваться гидравлические приводы ШГН. Поскольку управление каждым из этих приводов имеет свои особенности, необходимо рассмотреть их конструктивные особенности.

Конструкции некоторых типов СК изображены на рисунках 2.3, 2.4 и 2.5 (приводятся СК производства фирмы Lufkin, США). На рисунке 2.3 показана конструкция традиционного СК с двуплечим балансиром. На рисунке 2.4 приводится конструкция СК с одноплечим балансиром типа MARK И. Геометрия СК типа MARK II позволяет снизить момент на редукторе на 35% и уменьшить мощность приводного двигателя по сравнению с традиционным СК с двуплечим балансиром . И СК с пневматическим уравновешиванием показан на рисунке 2.5. При движении штока вниз газ в поршне сжимается, накапливая потенциальную энергию, и при движении штока вверх помогает электродвигателю поднять жидкость на поверхность.

Рис.2.3.

1 - головка балансира; 2 - балансир; 3 - центральный подшипник; 4 - подшипник траверсы; 5 - лестница с ограждением; 6 - траверса; 7 - шатун; 8 - канатная подвеска;
9 - траверсы канатной подвески; 10 - кривошип; 11 - подшипник пальца кривошипа;
12-тормоз; 13 - противовес; 14 - ЭД; 15-стойка балансира; 16 - рычаг тормоза;
17 - основание

Рис. 2.4.

1 - головка балансира; 2 - траверса; 3 - балансир; 4 - центральный подшипник;
5 - шатун; 6 - угловая опора; 7 - противовес; 8 - стойка балансира;
9 - канатная подвеска; 10 - кривошип; 11 - траверсы канатной подвески; 12 - тормоз; 13 - редуктор; 14 - ЭД; 15 - подшипник пальца кривошипа; 16 - рычаг тормоза;
17 - лестница платформы; 18 - основание

Рис.2.5.

1 - головка балансира; 2 - подшипник воздушной емкости; 3 - подшипник траверсы;
4 - траверса; 5 - балансир; 6 - центральный подшипник; 7 - воздушная емкость;
8 - канатная подвеска; 9 - траверсы канатной подвески; 10 - лестница; 11 - шатун; 12 - угловая опора; 13 - шток поршня; 14 - стойка балансира;
15 - подшипник пальца кривошипа; 16 - тормоз; 17 - кривошип; 18 - основание

Второй тип приводов - это цепные приводы. ЦП начали серийно выпускаться в начале 90-х годов XX века в Канаде и Китае, а в последующем - и в нашей стране .

Конструктивно ЦП состоит из вертикальной рамы, вдоль которой вращается цепь (рисунок 2.6). К одному из звеньев цепи прикреплен гибкий ремень, который совершает возвратно-поступательные движения. К другому концу ремня прикреплены траверсы канатной подвески полированного штока. Для цепных приводов характерны следующие особенности:

- движение полированного штока происходит с постоянной скоростью;
- большая длина хода (до 10 м);
- низкая скорость качаний (до 2 качаний в минуту).

На рисунке 2.7 показаны разработанные институтом ТатНИПИНефть цепные приводы типа ЦП80-6-1/4.

Рис. 2.6.

1 - платформа с ограждением; 2 - шкив; 3 -траверса ремня; 4 - канатная подвеска;
5 - замок штока; 6 - траверсы канатной подвески; 7 - ремень; 8 - полированный шток; 9 - звено соединения противовеса с ремнем; 10 - противовес; 11 - устье скважины; 12 - редуктор; 13 - кожух ременной передачи от ЭД; 14 - основание; 15 - полозья

Рис. 2.7.

На рисунке 2.8 показана динамика внедрения ЦП на месторождениях ОАО «Татнефть». Видно, что ЦП оснащены уже свыше тысячи скважин. В республике Башкортостан ЦП выпускаются на ООО «Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования».

Рис.2.8.

Так называемый «линейный» привод ШГН (Linear Rod Pump) разработан фирмой UNICO (США) в 2007 г. В «линейном» приводе на полированный шток одевается рейка с зубьями (рисунок 2.9), которая перемещается шестеренкой . Шестеренка соединяется с валом электродвигателя через редуктор. Главным достоинством линейного привода является низкая металлоемкость, и, соответственно, дешевизна. Линейный привод позволяет обеспечить только небольшую длину хода - не более 1,5 м, и нс может использоваться на глубоких скважинах, где необходима передача большой мощности ШГН.

Рис. 2.9.

1 - штангодержатель; 2 - зубчатая рейка; 3 -корпус механизма; 4 - шестерня;
5 - редуктор; 6 - масляная ванна; 7 - полированный шток; 8 - ЭД; 9 -основание

В последнее время наблюдается внедрение на нефтепромыслах еще одного типа приводов ШГН - гидравлического. Гидравлический привод ШГН типа

«Гейзер», разработанный ООО «НПП «ПСМ-Импэкс» (г. Екатеринбург) показан на рисунке 2.10. Гидравлическая установка «Гейзер» используется в качестве верхнего привода ШГН.

Гидравлический привод штангового насоса «Гейзер» состоит из следующих основных частей :

- мачта - опора с установленном на ней гидроцилиндром;
- укрытие, в котором установлены насосная станция и системы электронного управления;
- соединение насосной установки и гидроцилиндра выполнено при использовании рукавов высокого давления.

Рис.2.10.

1 - укрытие; 2 - съемный щит; 3 - рукава; 4 - плиты дорожные; 5 - щебень; 6 - короб кабельный на стойках; 7 - мачта-опора; 8 - устьевая арматура

Основные преимущества гидравлического привода заключаются в следующем:

- возможность плавной регулировки скорости спуска/подъема штанговой колонны;
- КПД гидравлического привода выше, чем у традиционных СК;
- возможность рекуперации энергии;
- простота и оперативность установки, наладки и демонтажа.

Основные технические данные гидравлического привода «Гейзер» приводятся в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Основные технические данные гидравлического привода «Гейзер»

Система управления гидравлического привода «Гейзер» позволяет снимать динамограммы, при подключении эхолота и датчиков давления контролировать динамический и статический уровни, давление в выкидном коллекторе и затрубном пространстве.

Оборудование установки штангового глубинного насоса (УШГН)

Добыча нефти при помощи штанговых насосов - самый распространенный способ искусственного подъема нефти. Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

обладание высоким коэффициентом полезного действия;

проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;

для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;

установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся: ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг); малая подача насоса; ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных)

Конструктивно оборудование УШГН включает в себя наземную и подземную часть.

К наземному оборудованию относятся:

· привод (станок-качалка) - является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью - колонной штанг;

· устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.

К подземному оборудованию относятся:

· насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

· глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130°С вставного или не вставного типов

· штанги - предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка - качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.

На рисунке 1 представлена схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН).

Рисунок 1. Схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН)

1 - эксплуатационная колонна; 2 - всасывающий клапан; 3 - цилиндр насоса; 4 - плунжер; 5 - нагнетательный клапан; 6 - насосно-компрессорные трубы; 7 - насосные штанги; 8 - крестовина; 9 - устьевой патрубок; 10 - обратный клапан для перепуска газа; 11 - тройник; 12 - устьевой сальник; 13 - устьевой шток; 14 - канатная подвеска; 15 - головка балансира; 16 - балансир; 17 - стойка; 18 - балансирный груз; 19 - шатун; 20 - кривошипный груз; 21 - кривошип; 22 - редуктор; 23 - ведомый шкив; 24 - клиноременная передача; 25 - электродвигатель на поворотной салазке; 26 - ведущий шкив; 27 - рама; 28 - блок управления.

Установка работает следующим образом. Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий манифольд (процесс нагнетания).

При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается, нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость, находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Рисунок 2. Станок-качалка типа СКД

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка (пирамида); 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз; 17 - канатная подвеска.

Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

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

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, 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 станка-качалки.

Все элементы станка-качалки: стойка, 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. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т.е. длины хода плунжера.

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.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей. При конструкции насосов соблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталей для удобства замены изношенных деталей и сокращения номенклатуры потребных запасных частей.

Насосы применяются следующих видов:

· невставные

· вставные.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера. Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору, последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компоновка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз.

Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ.

В зависимости от условий в скважине в нее опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.

Различают следующие типы скважинных насосов (рисунок 3):

НВ-1 - вставные с замком наверху;

НВ-2 - вставные с замком внизу;

НН - невставные без ловителя;

НН-1 - невставные с захватным штоком;

НН-2С - невставные с ловителем.

В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы - исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры - диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра - группу посадки.

Рисунок 3. Типы скважинных штанговых насосов

Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска. Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ - в зависимости от типа и условного размера насоса.

Принцип работы насосов заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность в полость труб. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.