Типы шгн. Штанговый глубинный насос

Глубинные насосы штангового типа, которые обозначаются аббревиатурой ШГН, представляют собой устройства, при помощи которых можно откачивать жидкие среды из скважин, характеризующихся значительной глубиной. Использование такого насосного оборудования является одним из наиболее популярных способов откачивания нефти: приблизительно 70 % действующих сегодня нефтеносных скважин обслуживают именно штанговые насосы.

Конструктивные особенности и принцип действия

Основными элементами конструкции насоса штангового, который размещается в скважине на особой колонне, состоящей из подъемных труб, являются:

• цилиндрический корпус, во внутренней части которого устанавливается пустотелый поршень (вытеснитель), называемый плунжером;
• нагнетательный клапан, устанавливаемый в верхней части вытеснителя;
• всасывающий клапан шарового типа, который размещается в нижней части неподвижного цилиндрического корпуса;
• насосные штанги, соединенные с особым механизмом (качалкой) и плунжером и сообщающие последнему возвратно-поступательное движение (сама качалка, приводящая в действие скважинный штанговый насос (СШН), монтируется вне скважины – на поверхности земли).

Принцип работы глубинных штанговых насосов достаточно прост.

1. При перемещении плунжера вверх в нижней части камеры насоса создается разрежение давления, что способствует всасыванию перекачиваемой жидкой среды через входной клапан.
2. Когда плунжер начинает движение вниз, всасывающий клапан закрывается под действием давления перекачиваемой жидкой среды, и она через полый канал поршня и нагнетательный клапан начинает поступать в подъемные трубы.
3. В ходе безостановочной работы штангового глубинного насоса перекачиваемая им жидкая среда начинает заполнять внутренний объем подъемных труб и в итоге направляется на поверхность.

Основные разновидности

По своему конструктивному исполнению штанговые глубинные насосы могут быть:

• вставными;
• невставными.

Опускание в скважину вставных штанговых глубинных насосов, как и их извлечение из нее, осуществляется в собранном виде. Для того чтобы выполнить такую операцию, плунжер помещают внутрь цилиндра, и вся конструкция на насосных штангах опускается в шахту.

Вставные ШГН также подразделяются на устройства двух видов:

• вставные насосы с верхним расположением замка (НВ1);
• насосы, замок которых располагается в их нижней части (НВ2).

Вставные устройства используют преимущественно для обслуживания скважин большой глубины, характеризующихся также небольшим дебитом откачиваемой из них жидкой среды. Использование таких насосов ШГН, для извлечения которых достаточно осуществить подъем штанг, с которыми соединена вся конструкция насоса, намного упрощает ремонт скважины, если в этом возникает необходимость.

Для того чтобы поместить в скважину штанговый глубинный насос невставного типа, необходимо выполнить более сложные действия. В скважину сначала помещают цилиндр, для чего используют НКТ, а только затем, используя штанги, в уже установленный цилиндр опускают плунжер с клапанами. Извлечение штангового глубинного насоса данного типа также осуществляется в два приема: в первую очередь из цилиндра насоса извлекается плунжер с клапанами, а затем из скважины поднимается цилиндр с НКТ.

Невставные устройства также подразделяются на несколько категорий:

• насосные установки без ловителя (НН);
• невставные глубинные насосы с захватным штоком (НН1);
• невставные насосы с ловителем (НН2).

Среди перечисленных выше видов невставного оборудования наиболее популярными стали устройства, оснащенные ловителем (НН2). Объясняется высокая популярность последних тем, что механизм их опорожнения отличается простотой конструкции и, соответственно, большей надежностью в эксплуатации.

Выбор оборудования той или иной модели осуществляется в зависимости от конкретных условий эксплуатации, а также от характеристик жидкой среды, которую планируется откачивать с его помощью.

Как читать маркировку

Для того чтобы определить, к какой категории относится глубинный штанговый насос, а также узнать, какими характеристиками обладает такое устройство, достаточно расшифровать его маркировку. Такая маркировка, расшифровка которой не представляет больших сложностей, выглядит следующим образом:

XХХ Х – ХX – ХХ – ХX – Х

Буквы и цифры, присутствующие в такой маркировке, последовательно обозначают следующие параметры:

• тип штангового насоса, который, как уже говорилось выше, может относиться к одной из следующих категорий: HB1, НВ2, НН, HH1, НН2;
• тип конструктивного исполнения цилиндра и конструктивные особенности устройства в целом;
• условный диаметр плунжера, измеряемый в мм (современные модели штанговых глубинных насосов по данному параметру могут относиться к устройствам следующих категорий: 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102 мм);
• максимальный ход, который может совершать плунжер (для того чтобы узнать, на какое расстояние в мм перемещается плунжер, значение в маркировке необходимо разделить на сто);
• напор в м вод. ст., который способен обеспечить представленный глубинный насос (это значение в маркировке также необходимо разделить на сто);
• группа посадки (по степени увеличения расстояния, имеющегося между плунжером и внутренними стенками цилиндра, рассматриваемые устройства могут соответствовать одной из следующих групп посадки: 0, 1, 2, 3).

Конструктивные элементы

Работоспособность и эффективность использования глубинных насосов штангового типа определяют следующие элементы, присутствующие в их конструкции:

1. цилиндры, которые могут быть цельными или составными;
2. плунжеры (обыкновенные или типа пескобрей);
3. клапанные узлы шарикового типа, запорными элементами которых выступают седло и шарик;
4. якорные башмаки, используемые для закрепления в штанговых глубинных насосов вставного типа (при установке таких элементов необходимо обеспечить герметизацию всасывающей полости насоса от нагнетательной).

Конечно, обязательным элементом конструкции штангового глубинного насоса является штанга – изготовленный из стали круглый стержень с высаженными концами. Основное назначение штанг, которые могут иметь различный диаметр (12, 16, 18, 22 и 25 мм), заключается в том, чтобы сообщать плунжеру возвратно-поступательное движение.

Поскольку в ходе работы глубинного насоса штанги испытывают серьезные нагрузки, для их производства используют высококачественные стали, а после изготовления подвергают нормализационному отжигу и закалке ТВЧ.

Штанговые насосные устройства в зависимости от конструктивных особенностей плунжера и цилиндра, а также от того, как расположен их якорный башмак, могут относиться к одной из 15 категорий.

1. Виды ШГН, описание, расшифровка типоразмеров, особенности исполнения, технические характеристики, определение производительности УШГН. Насосы глубинные штанговые (в дальнейшем – насосы) представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижным цилиндром и металлическим плунжером. Предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости, имеющей следующие показатели: температуру – не более 130 0 С, обводненность – не более 99% по объему, вязкость – не более 0,3 Па*с, минерализацию воды – до 10 г/л, содержание механических примесей – до 1,3 г/л, объемное содержание свободного газа на приеме насоса – не более 10%, сероводорода – не более 200мг/л и концентрацию ионов водорода – рН = 4 – 8. Существуют отдельные виды насосов, изготавливаемых на заказ, с параметрами эксплуатации выше типовых, например, насосы с хромированным внутренним покрытием цилиндра.

Согласно ТУ 26-16-06-86 изготавливают штанговые насосы следующих типов:

НВ1 – вставные с замком наверху,

НВ2 – вставные с замком внизу,

НН – невставные (трубные) со сбивным клапаном,

НН2 – невставные с ловителем.

НВ1Б-32-30-15-2 – это насос глубинный штанговый с характеристиками:

Вставной с замком наверху,

Цельный толстостенный цилиндр,

Условный диаметр плунжера – 32мм,

Ход плунжера – 3000м,

Группа посадки – 2.

2. Основные причины отказов УШГН.

Обрыв штанг

Утечки через неплотностивмуфтовыхсоединениях НКТ,которые все время подвергаются переменным нагрузкам
- уменьшение полезного хода плунжерапо сравнению сходом точки подвесаштангза счет упругих деформаций

насосных штангитруб

Утечки между цилиндром иплунжером,которые зависят от степени износа насоса иналичия абразивных

примесей воткачиваемойжидкости

Утечки вклапанах насоса из-за их немгновенногозакрытия иоткрытия и, главным образом, из-за их износа и

коррозии

-большое содержание песка воткачиваемойжидкости(песок, попадая вглубинный насос, приводит к износу

пары трения «цилиндр -плунжер»,клапанов, авряде случаев вызывает заклиниваниеплунжеравцилиндре и

обрыв штанг.Кроме того, чрезмерное количество песка впродукции приводит косаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок иснижению продуктивности. Применяются различные фильтры,

привинчиваемые кприемному клапану насоса., песочные якоря. Впесочном якоре жидкость изменяет направление движения на 180", песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря.

При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование вякоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка.

Отложения солей на вузлах насоса ивНКТ;

Асфальтено-смоло-парафиновыеотложения вНКТина насосных штангах;

Сильное искривление скважин

Коррозия нефтепромыслового оборудования.

Высоко вязкие и высоко парафинистые нефти

Штанговые глубинные насосы (ШГН). Насосы вставные. Конструкции, области применения, коэффициент подачи насоса

Штанговые глубинные насосы (ШГН) - это насосы, погружаемые значительно ниже уровня жидкости, которую планируется перекачать. Глубина погружения в скважину позволяет обеспечить не только стабильный подъём нефти с большой глубины, но и отличное охлаждение самого насоса. Также подобные насосы позволяют поднимать нефть с высоким процентным содержанием газа.

Штанговые насосы отличаются тем, что привод в них осуществляется за счёт независимого двигателя, находящегося на поверхности жидкости, при помощи механической связи, собственно, штанги. Если используется гидродвигатель, то источником энергии является та же перекачиваемая жидкость, подаваемая в насос под высоким давлением. Независимый двигатель в этом случае устанавливается на поверхности. Штанговые скважинные насосы объёмного типа применяются для поднятия нефти из скважин.

ШГН предназначены для откачивания из скважин жидкостей с температурой не более 130 градусов, обводненностью не более 99% по объему, вязкостью до 0,3 Па*с, содержанием механических примесей до 350мг/л, свободного газа на приеме не более 25%.

Штанговый насос состоит из цельного неподвижного цилиндра, подвижного плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей.

В скважину на колонне подъемных труб спускают плунжерный насос, состоящий из цилиндрического корпуса 1 (цилиндра), внутри которого имеется пустотелый поршень 2 (плунжер). В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан 3. В нижней части неподвижного цилиндра устанавливается всасывающий клапан 4. Плунжер подвешен на колонне насосных штанг 5, которые передают ему возвратно- поступательное движение от специального механизма (станка-качалки), установленного на поверхности.

Добыча нефти при помощи штанговых насосов - самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

• · обладают 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.

Глубинный штанговый насос в простейшем виде состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

Рис. 5

Такие насосы опускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее смонтированного в спускаемых в скважину насосных трубах. В результате для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в скважине. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых на спускоподъемные операции при подземном ремонте, затрачивается много времени.

Насос скважинный вставной НСВ1 (рис. 5) состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера 6 и замковой опоры 4. Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет закрепленный наглухо всасывающий клапан, а на верхнем конце конус 3, который служит опорой насоса.

Плунжер 6 подвешивается к колонне штанг при помощи штока 1, конец которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами. С целью уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Насос в скважине устанавливается на замковой опоре 4, предварительно спущенной на насосных трубах 2, на нижнем конце которых смонтирована направляющая труба 7. Спущенный и укрепленный в замковой опоре вставной насос работает, как обычный трубный насос.

Цилиндры трубных насосов собираются из чугунных втулок длиной 300 мм, а вставных насосов -- из стальных втулок такой же длины. В зависимости от длины хода плунжера число втулок в цилиндре составляет от 6 до 17.

Плунжеры штанговых насосов изготовляют длиной 1200--1500 мм из цельнотянутых бесшовных стальных труб. Наружная поверхность плунжера шлифуется, хромируется для повышения износостойкости и затем полируется. На обоих концах плунжера нарезана внутренняя резьба для присоединения клапанов или переводников.

Клапаны насосов. В штанговых насосах применяют шариковые клапаны с одним шариком -- со сферической фаской седла и двумя шариками -- со ступенчато-конусной.

Для передачи движения от станка-качалки к плунжеру насоса предназначены насосные штанги -- стальные стержни круглого сечения длиной 8 м, диаметрами 16, 19, 22 или 25 мм, соединяемые с помощью муфт.

Условия эксплуатации штанг определяют повышенные требования к их прочности, поэтому для изготовления штанг применяют сталь высокого качества.

Подача насосной установки. Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерывной работе, называется его подачей.

Фактическая подача насоса почти всегда меньше теоретической и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его подача может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической подачи насоса к теоретической называется коэффициентом подачи насоса . Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его подачу.

Работа штанговой установки считается удовлетворительной, если коэффициент подачи ее не меньше 0,5--0,6.

Эксплуатация скважин в осложненных условиях.

Многие скважины эксплуатируются в осложненных условиях, например: из пласта в скважину вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа; из пласта выносится песок; в. насосе и трубах откладывается парафин.

Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

Разработаны различные технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу насосной установки, которые включают: использование насосов с уменьшенным вредным пространством; удлинение длины хода плунжера; увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине; отсасывание газа из затрубного пространства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Для предохранения насоса от вредного влияния песка: ограничивают отбор жидкости из скважины; применяют насосы с плунжерами специальных типов (с канавками, типа «пескобрей»); применяют трубчатые штанги и др.

Рис. 6

Защитные приспособления на приеме насоса. Все мероприятия режимного и технологического характера по снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособлений у приема насоса -- газовых, песочных якорей или комбинированных газопесочных якорей.

Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 6. Этот якорь состоит из двух камер -- газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, ав нижней -- рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру 4 , где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу 6 направляется в песочную камеру 7, отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубку 3 на прием насоса 2 .

В зависимости от количества песка, поступающего с нефтью при добыче, выбирают длину корпуса песочной камеры.

Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штангами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42, 48 мм.

Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоединяют к плунжеру с помощью специальных переводников.

Предотвращение отложений парафина. При добыче парафинистой нефти в скважинах возникают осложнения, вызванные отложением парафина на стенках подъемных труб и в узлах насоса.

Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают площадь кольцевого пространства, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости.

По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

При добыче нефти с большим содержанием парафина обычно применяют методы устранения отложений парафина, при которых не требуются остановка скважины и подъем труб на поверхность:

• 1) очистка труб механическими скребками различной конструкции, установленными на колонне штанг;
• 2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство;
• 3) нагрев подъемных труб электрическим током -- электродепарафинизация.

В настоящее время при насосной эксплуатации широко применяют насосно-компрессорные трубы, футерованные стеклом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.

Глубинные штанговые насосы бывают с нижним или верхним манжетным креплением и могут быть с механическим креплением в верхней или нижней части. Штанговые глубинные насосы обладают рядом достоинств, в который входят: простота конструкции, возможность откачки жидкости из нефтяных скважин, в случае если иные способы эксплуатации неприемлемы. Подобные насосы способны работать на очень большой глубине, и обладают простотой процесса регулировки. Также к достоинствам стоит отнести механизацию процесса откачки и простоту в обслуживании установки.

Преимущества штанговых глубинных насосов

• · Обладают высоким коэффициентом полезного действия;
• · Для первичных двигателей могут быть использованы самые разнообразные приводы;
• · Проведение ремонта непосредственно на месте выкачки нефти;
• · Установки штанговых глубинных насосов могут производиться в усложненных условиях добычи нефти - в скважинах с наличием мелкодисперсного песка, при наличии парафина в добываемом продукте, при высоком газовом факторе, при откачке различных коррозийных жидкостей.

Характеристики штанговых глубинных насосов

• · Обводнённость - до 99%;
• · Температура - до 130 С;
• · Работа при содержании механических примесей до 1,3 г/литр;
• · Работа при содержании сероводорода - до 50 мг/литр;
• · Минерализация воды - до 10 г/литр;
• · Показатели pH - от 4 до 8.

Добыча нефти с применением скважинных штанговых насосов - один самых распространённых способов добычи нефти. Это не удивительно, простота и эффективность работы сочетаются в ШГН с высочайшей надёжностью. Более 2/3 действующих скважин используют установки с ШГН.

Для заказа штангового глубинного насоса необходимо заполнить опросный лист либо обратиться к нашим специалистам, заполнив форму в правой части страницы или позвонив по указанным контактным телефонам.

ШГУ включает:

• а) наземное оборудование -- станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;
• б) подземное оборудование -- насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рис. 1

Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 , насосно-компрессорных труб 3 , подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6 , сальникового штока 7 , станка качалки 9 , фундамента 10 и тройника 5 . На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1 .

СТАНКИ-КАЧАЛКИ

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

Рисунок 2 Станок-качалка типа СКД 1 -- подвеска устьевого штока; 2 -- балансир с опорой; 3 -- стойка; 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

Основные узлы станка-качалки -- рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рисунок 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока -- 7 на рисунке 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД, основные характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1

Станок_качалка	Число ходов балансира, мин.	Масса, кг	Редуктор
СКД3 -- 1.5-710
СКД4 -- 21-1400
СКД6 -- 25-2800
СКД8 -- 3.0-4000
СКД10 -- 3.5-5600
СКД12 --3.0-5600

В шифре, например, СКД8 -- 3.0-4000, указано Д -- дезаксиальный; 8 -- наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 -- наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 -- наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10 -2 кН*м.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП -- 114.00.000, разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз».

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример -- передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».

ШТАНГИ НАСОСНЫЕ (ШН)

ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рисунок 16). Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные -- 1000 - 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.

Рисунок 5 Насосная штанга

Шифр штанг -- ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей -- сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рисунок 6) -- для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП -- для соединения штанг разного диаметра.

Рисунок 6 Соединительная муфта а -- исполнение I; б -- исполнение II

Для соединения штанг применяются муфты -- МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).

АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосноориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 80 кгс/мм 2 . Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000 ё 11000 мм.

Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18 ё 20 %, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги «Кород».

Скважинные насосы типа НВ1 выпускают шести исполнений:

НВ1С -- вставной с замком наверху, составным втулочным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б -- вставной с замком наверху, цельным (безвтулочным) цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б И -- то же абразиовостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БТ И -- то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БД1 -- вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1БД2 -- вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения:

НВ2Б -- вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде (рисунок 8).

Рисунок 8 Скважинный штанговый насос исполнения НВ2Б 1 -- защитный клапан; 2 -- упор; 3 -- шток; 4 -- контргайка; 5 -- цилиндр; 6 -- клетка плунжера; 7 -- плунжер; 8 -- нагнетательный клапан; 9 -- всасывающий клапан; 10 -- упорный ниппель с конусом

Варианты крепления насосов приведены на рисунке 11.

Если коротко, то внутри происходят два основных процесса:
отделение газа от жидкости - попадание газа в насос может нарушить его работу. Для этого используются газосепараторы (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Кроме того, для нормальной работы насоса необходимо отфильтровывать песок и твердые примеси, которые содержатся в жидкости.
подъем жидкости на поверхность - насос состоит из множества крыльчаток или рабочих колес, которые, вращаясь, придают ускорение жидкости.

Как я уже писал, электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

В сборе УЭЦН выглядит вот так:

После того, как жидкость поднята на поверхность, ее необходимо подготовить для передачи в трубопровод. Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода – это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80 %. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо. Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Вначале нефть попадает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод).

Все данные по добыче - суточный дебит, давления и прочее фиксируются операторами в культбудке. Потом эти данные анализируются и учитываются при выборе режима добычи.
Кстати, читатели, кто-нибудь знает почему культбудка так называется?

Далее частично отделенная от воды и примесей нефть отправляется на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) для окончательного очищения и поставки в магистральный трубопровод. Однако, в нашем случае, нефть вначале проходит на дожимную насосную станцию (ДНС).

Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УКПН недостаточно.
Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ - под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу.

УКПН представляет собой небольшой завод, где нефть претерпевает окончательную подготовку:

• Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)
• Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)
• Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)
• Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке)

Для более эффективной подготовки нередко применяют химические, термохимические методы, а также электрообезвоживание и обессоливание.
Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 м³ до 50000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод и отправляется на переработку. Но об этом мы поговорим в следующем посте:)

В предыдущих выпусках:
Как пробурить свою скважину? Основы бурения на нефть и газ за один пост -

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.

Пред. откл.

Пред. откл.

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		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
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.
	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
	Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом токами высокой частоты (ТВЧ)
20Н2М по ГОСТ 4543	Нормализация
30ХМА по ГОСТ 4543	Нормализация и высокий отпуск с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ
15Н3МА	Нормализация
	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
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
	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 с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ	Некоррозионная
	Нормализация и высокий отпуск с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ	Некоррозионная
		Среднекоррозионная
	Нормализация	Высококоррозионная (с присутствием H 2 S до 6 %)
	Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ	Некоррозионная
		Среднекоррозионная (с присутствием H 2 S)
		Некоррозионная
		Среднекоррозионная (при отсутствии H 2 S)
	Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск	Некоррозионная
		Среднекоррозионная (при отсутствии H 2 S)
	То же	Некоррозионная
		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

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