Назначение и область применения ШСНУ

     РЕФЕРАТ
     
     В данном дипломном проекте рассматривается такая проблема современной нефтяной промышленности, как уплотнение устья скважины.
     Разработанные в проекте устройства направлены на решение указанной задачи.
     Разработаны новые конструкции оборудования уплотнения устья скважины, такие как: плунжерная пара, тройник, фланец, переводники.
     Пояснительная записка включает в себя 3 раздела: техническую часть, экономическую часть и раздел безопасности и экологичности проекта. В техническую часть входят: виды приводов, описание установки, обзор технической и патентной литературы, а также все необходимые расчеты которые обеспечивают работоспособность базовых узлов оборудования устья скважины. Экономическая часть рассматривает вопросы обеспечения экономической эффективности при применении в качестве уплотнения устья скважины плунжерной пары. Раздел безопасности и экологичности проекта рассматривает вопросы охраны труда и окружающей среды.
     Дипломный проект состоит из: графического материала общим объемом в количестве 10 листов формата А1, и пояснительной записки объемом 124 машинописный лист, включающую 27 рисунков, 17 таблиц и 130 формул, а также список литературы, включающий 34 пункта.








ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
ШСНУ-штанговая скважинная насосная установка
ГШН – глубинные штанговые насосы
НКТ – насосно-компрессорные трубы
СКОК - Сливной клапан отрывной конструкции
СУС2 – сальник устьевой с двойным уплотнением
ТНМ – трубный насос с механическим креплением всасывающего клапана






     










     
     
     
     
     
     ВВЕДЕНИЕ
     	
     Нефть играет важную роль в нашей жизни. Сегодня невозможно себе представить, как бы выглядела жизнь на планете без нефтегазового производства и поэтому усилия ученых, направленные на изучение процессов, связанных с нефтеобразованием, добычей и переработкой нефти являются на сегодняшний день одной из насущных задач, стоящих перед человечеством.
     Нефтяная промышленность является одной из ведущих и быстро развивающихся отраслей нашего народного хозяйства. Густо населенные районы Центра и Северо - Запада России, являющиеся крупными потребителями, не имеют нефтяных месторождений, а в остальных областях расположенных западнее Волги, добыча ничтожна. Увеличение добычи нефти в Западной Сибири существенно определяет обеспечение других районов нефтью и нефтепродуктами.
     При насосной эксплуатации нефтяных скважин наиболее распространенными являются штанговые скважинные установки (ШСНУ), установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН), установки электровинтовых насосов (УЭВН).
     Наиболее распространенным видом механизированной добычи нефти являются установки скважинных штанговых насосов (ШСНУ), которыми оборудовано свыше 57 % общего фонда нефтяных скважин. С точки зрения экономических возможностей ШСНУ обеспечивают высокий напор в диапазоне подач от 5 до 50 м?/сут. В области подач от 1 до 40 м?/сут. ШСНУ имеет более высокий к.п.д. по сравнению с другими способами добычи нефти, и при подаче, равной 35 м?/сут., он может достигать максимального значения (37%). Таким образом, применение ШСНУ для работы в условиях малого дебита скважин является наиболее выгодным.
     Целью данной ВКР является изучение видов ШСНУ, техническое обслуживание и его ремонт. 



         1 Назначение, область применения и основные параметры ШСНУ

        1.1 Назначение и область применения ШСНУ

     Установки штанговые скважинные насосные (ШСНУ) предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Они применяются для добычи нефти на поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений. Рациональная область применения ШСНУ по подаче составляет до 100…120 м3/сут, а по глубине подвеса насоса до 1500...1800 м. В отдельных случаях ШСНУ используют с подвесками насосов до 3500 м, а в неглубоких скважинах-с дебитами до 200…300 м3/сут.
     Широкое распространение ШСНУ обусловлено прежде всего применением скважинного насоса объёмного типа, что обеспечивает:
     1)	отбор пластовой жидкости в объёме от долей до сотен кубических метров в сутки при приемлемых энергетических затратах;
     Простоту обслуживания и ремонта в промысловых условиях;
     Малое влияние (по сравнению с другими способами) на работу установки физико-химических свойств жидкости.
     Глубинные штанговые насосы ГШН являются наиболее распространенным видом насосов, предназначенных для подъема жидкости из нефтяных скважин.
     До недавнего времени основным изготовителем ГШН являлся Суруханский машиностроительный завод г. Баку (бывший завод им. Дзержинского). Изготовление насосов производилось по ОСТ 26.16.06-86. По эксплуатационным качествам, конструктивному и материальному исполнению эти насосы не в полной мере удовлетворяли запросам нефтегазодобывающей отрасли, в связи с чем значительное количество насосов закупалось по импорту в США и Европе.
     Все основные производители ГШН в США и Европе изготавливают насосы в соответствии со стандартами Американского Нефтяного Института (АРI) - Спецификация 11 АХ. По своим эксплуатационным качествам эти насосы значительно превосходят 
     насосы, которые изготавливались по ОСТ 26.16.06-86, а многообразие исполнений 
     обеспечивает подбор насосов для любых скважинных условий.
     ОАО "Ижнефтемаш" закупило лицензию, техническую документацию на глубинные штанговые насосы по стандартам АР! у фирмы "Шеллер-Блекманн" (SBS) и с 1994 года приступило к серийному выпуску насосов.
     По присоединительным размерам и резьбам выпускаемые насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование.
     Одновременно с поставкой насосов у потребителей в местах эксплуатации ГШН организуются сервисные центры, оснащенные всем необходимым оборудованием для качественного обслуживания и ремонта насосов, а также для их правильного подбора и использования.
     
     1.2	Устройство установки
     
     Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами – наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий свыше 62% действующего фонда скважин.
     Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или нескольких пластов скважин глубиной до 3500 м с дебитом жидкости до нескольких сотен тонн в сутки.
     Штанговая насосная установка для эксплуатации однопластового месторождения состоит из станка-качалки, оборудования устья скважины, колонны насосных штанг, колонны подъемных труб и скважинного штангового насоса. Для одновременной раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважиной выпускаются установки УГР – с последовательно соединенными насосами, УГНР – с двумя параллельно подвешенными насосами и УНР – с одним насосом. Наземное оборудование установок типа УГР и УНР однотипно применяемому для добычи нефти из одного пласта скважины.

Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса 2, насосных штанг 3, насосно-компрессорных труб 4, тройника 5, устьевого сальника 6, полированного штока 7, канатной подвески 8, станка-качалки 9.			
В нижней части на приеме скважинного насоса устанавливают фильтр 1 для сепарации нефти от свободного газа и песка, которые вредно влияют на подачу насоса. Скважинный насос опускают в скважину под уровень жидкости.
В основу эксплуатации скважин насосами с механическим приводом положено использование объёмного насоса, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности.
     Известные отечественные и зарубежные установки можно разделить на две большие группы:
     1)	штанговые скважинные насосные установки;
     2)	длинноходовые глубиннонасосные установки.
     Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.
     Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединённых друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передаёт механическую энергию от привода к скважинному насосу.
     Плунжерный скважинный насос преобразует механическую энергию движущихся штанг в механическую энергию откачиваемой пластовой жидкости.
     По колонне насосно-компрессорных труб происходит подъём откачиваемой пластовой жидкости, а также обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного насоса.
     Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При содержании в продукции скважины парафина на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки насосно-компрессорных труб.
     В зависимости от глубины скважины, дебита и других факторов подбирают станок-качалку, диаметр насосно-компрессорных труб, штанг и скважинного насоса, устанавливают необходимую длину хода и число качаний.
     При одинаковом размере НКТ подача трубного насоса всегда будет больше подачи вставного насоса из-за большего диаметра цилиндра.
     Трубные насосы применяются преимущественно для откачки больших объемов жидкости с небольшой глубины. Ограниченность глубины отбора обусловлена максимальной предельной нагрузкой на колонну НКТ.
     Поскольку у трубных насосов цилиндр насоса является неотъемлемой частью колонны НКТ, он должен быть встроен вместе с насосно-компрессорными трубами. Плунжер и извлекаемый всасывающий клапан могут быть смонтированы на насосных штангах позже. При использовании автосцепа монтаж и спуск насоса в скважину производится в сборе с плунжером с последующим спуском и автоматическим сцеплением колонны штанг с плунжером насоса.
     Извлекаемый всасывающий клапан стандартных насосов типа ТНМ (рис. 1.2) может устанавливаться в нижней части насоса при помощи насосных штанг и байо-нетного соединения на плунжере. В состоянии поставки клапан установлен в рабочее положение (в якорный башмак насоса).
     Насосы типа ТНМ оснащены металлическим плунжером и толстостенным, прецизионно хонингованным цилиндром, с механическим креплением извлекаемого всасывающего клапана, оснащенного якорным устройством, крепление которого полностью соответствует нижнему механическому креплению вставных насосов.
     Насосы типа ТНС - то же, но с манжетным креплением всасывающего клапана (с одной или двумя манжетами в зависимости от диаметра насоса) – (рис. 1.3).


      Рис. 1.2 - Насос трубный с механическим креплением всасывающего клапана (ТНМ)


Рис. 1.3 - Манжетное крепление всасывающего клапана трубного насоса (ТНС).
     По заказу потребителей могут быть изготовлены насосы типа ТНМ-К с креплением извлекаемого всасывающего клапана "Конус в конус" (без анкерного дорна).
     По заказу потребителей всасывающий клапан может быть изготовлен в не извлекаемом исполнении ( без байонетного ловителя и якорного устройства) с клапанной парой увеличенного (кроме насосов 30-275 ТНМ) размера. Обозначение таких насосов- ТНМ-Т (рис. 14, 16) или ТНМ-С (рис. 1.7).
     Для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насоса типа ТНМ-Т (рис. 1.4) может быть использован сливной клапан отрывной конструкции СКОК, который устанавливается на верхнюю муфту насоса или встраивается в колонну НКТ выше насоса. Для его срабатывания (разрыва шейки отрывного стержня) в колонну НКТ нагнетается избыточное давление 200 ±10 кгс/см . При необходимости отрывной стержень может быть изготовлен рассчитанным на другое давление срабатывания (меньшее, чем 200 кгс/ см2), указанное в заявке потребителя. Отрывной стержень поставляется в ЗИП в количестве, заявленном потребителем.


Рис. 1.7 - Насос трубный с не извлекаемым всасывающим клапаном и сбивным винтом (ТНМ-С).


          1.3	Штанговые насосные установки с механическим приводом
     
     В основу эксплуатации скважин насосами с механическим приводом положено использование объёмного насоса, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены посредством механической связи.
     Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами - наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий свыше 62% действующего фонда скважин.
     Известные отечественные и зарубежные установки можно разделить на две большие группы:
     – штанговые скважинные насосные установки;
     – длинноходовые глубиннонасосные установки.
     
     1.4	Станки-качалки с одноплечным балансиром
     
     В связи с появлением на промыслах большого количества зарубежного оборудования можно встретить станки-качалки с одноплечным балансиром типа МАРК фирмы "Lufkin" (США), а также отечественных производителей (Уралтрансмаш, г. Екатеринбург) (рисунок 1.8). Особенностью подобных приводов является использование кинематической схемы с одноплечным балансиром. Подобное выполнение станков-качалок обусловлено рядом причин. Так, эти станки-качалки имеют более благоприятный закон движения точки подвеса штанг, позволяющий несколько уменьшить динамические нагрузки на штанговую колонну. Если сравнить два станка-качалки с одинаковыми длинами и соотношениями кинематических звеньев, один из которых обычный станок-качалка, а второй - с одноплечным балансиром, то у последнего максимальные нагрузки в точке подвеса штанг будут несколько меньше (около 8-10 %, по данным К.С. Аливердизаде). Одноплечный станок-качалка имеет также более пологую кривую скорости точки подвеса штанг, позволяющую существенно (около 35 %) снизить амплитуду колебаний штанг, а следовательно, и их динамическое нагружение и тем самым увеличить срок работы штанговой колонны.
     Станок – качалка с одноплечим балансиром монтируется на раме 15. Приводом станка качалки является электродвигатель 11. От него через ведущий шкив 12, при помощи ремня 16 вращение передается на ведомый шкив 17, который зафиксирован на валу редуктора 18. Натяжение ремня регулируется поворотной плиткой 13. Остановка станка – качалки производится тормозом 14. Уравновешивание станка – качалки производится на кривошипе 10, с помощью противовеса 9. Вращение электродвигателя преобразуется в возвратно-поступательное движение подвески устьевого штока 3 при помощи шатуна 2, балансира с опорой 5 и траверсы 6. 
     Известно, что вследствие упругих деформаций штанг и труб, после начала движения точки подвеса штанг вверх, плунжер остается неподвижным относительно цилиндра. После того как произойдет вытяжка штанг и сокращение труб, движение от ТПШ передается плунжеру, причем за это время ТПШ успевает набрать определенную скорость. В результате плунжер резко страгивается с места и нагружается столбом жидкости в трубах в виде импульса силы, т.е. возникают продольные свободные колебания системы штанговая колонна - столб жидкости. У станков-качалок с одноплечным балансиром в сравнении с обычными станками-качалками, ТПШ в момент страгивания плунжера успевает набрать меньшую скорость, что, как уже указывалось, позволяет существенно снизить амплитуду колебаний штанг и уменьшить их динамическое нагружение.
     Интересно отметить, что у подобных станков-качалок направление вращения кривошипа обратное, т.е. против часовой стрелки (устье слева), что также позволяет несколько уменьшить динамические нагрузки.

Рисунок 1.8 - Станок - качалка с одноплечим балансиром
     Другим достоинством подобных станков-качалок является их компактность, а следовательно, и меньший вес, в результате чего их применение более предпочтительно при больших нагрузках на полированный шток.
     Однако они имеют и недостатки, препятствующие их широкому распространению. Это, прежде всего, их малая боковая устойчивость, т.е. большая высота при малой ширине. У подобных станков-качалок кривошипы с грузами находятся в опасной близости от устья скважины, что затрудняет их техническое обслуживание и ремонт. При балансировке подобных станков-качалок требуется большой вес кривошипных грузов, так как вес самого кривошипа приложен к балансиру со стороны скважины по отношению к стойке балансира.
     
            1.5 Штанговые скважинные насосные установки

       Штанговая скважинная насосная установка (ШСНУ) состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования. В редких отдельных случаях какой-либо из перечисленных элементов может отсутствовать, тогда его функцию выполняют другие элементы ШСНУ. 
      Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.
     Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединённых друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передаёт механическую энергию от привода к скважинному насосу.
     Скважинный насос (как правило, плунжерный) преобразует механическую энергию движущихся штанг в механическую энергию откачиваемой пластовой жидкости.
     Колонна насосно-компрессорных труб служит каналом для подъёма откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного насоса.
     Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость колонны НКТ, её соединения с нефтепромысловым коллектором, а также фиксирует верх колонны НКТ.
     Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект могут входить: якорь, фиксирующий низ колонны НКТ относительно эксплуатационной колонны, газовые и песочные якоря для отделения из пластовой жидкости, поступающей на приём скважинного насоса, газа и песка, иногда клапаны-отсекатели пласта.
     В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее внутренняя полость используется в качестве канала для подъёма пластовой жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр скважинного насоса фиксируется специальным якорем с пакером.
     Рассмотрим отдельные элементы установки на примере ШСНУ с балансирным станком- качалкой (рисунок 1.1).
     Штанговая скважинная насосная установка включает в себя привод, располагаемый в непосредственной близости от устья скважины. Известно большое число различных конструкций приводов. Привод ШСНУ обеспечивает вертикальное возвратно-поступательное перемещение верхней точки колонны штанг. Последняя собирается из отдельных штанг длиной 8 м, диаметром 16-25 мм, соединяемых друг с другом посредством резьбовых муфт.
     Первая, верхняя штанга (устьевой шток) имеет, как правило, несколько больший диаметр (до 38 мм) и пропущена через устьевой сальник, обеспечивающий герметизацию внутренней полости НКТ.
     Колонна насосно-компрессорных труб соединяет скважинный насос (его цилиндр) с устьевым оборудованием и образует канал для движения вверх пластовой жидкости, откачиваемой скважинным насосом. Колонна собирается из отдельных труб 17 длиной 8-11 м и диаметром 38-102 мм с помощью муфт.
     Устьевое оборудование имеет корпус, в котором расположен устьевой сальник, боковой отвод для соединения внутренней полости НКТ с промысловым коллектором, а также боковой отвод, сообщающийся с затрубным пространством. Устьевой сальник снабжен механизмом для регулировки его затяжки и фиксации уплотнённого элемента.
     Штанговый скважинный насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, соединённого с колонной НКТ, плунжера 25, соединённого с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 – в нижней части цилиндра.
     Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песчаный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости]. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и эксплуатационной 16 колоннами (на фрагментах I-IV рисунка эксплуатационная колонна не показана), а песок осаждается в корпусе якоря.
     При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передаётся через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир с головкой в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся под плунжером, которая по колонне насосно-компрессорных труб движется вверх – происходит её откачивание. В это время впускной всасывающий клапан открыт, и жидкость заполняет объём цилиндра насоса под плунжером.
     При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается, и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.
     Поднятая на поверхность жидкость через боковой отвод устьевого сальника поступает в промысловый коллектор.
     В зависимости от специфических особенностей промыслов или отдельных скважин применяют и другие конструкции  элементов ШСНУ.
     Как видно, ШСНУ представляет собой насосный агрегат, вертикальный габарит которого соответствует расстоянию от ШСН до привода. В результате его гидравлическая часть – плунжер с цилиндром – удалена от механической, т. е. привода, расположенного на поверхности до 3000-4000 м. Эта же величина и определяет вертикальный габарит всей установки в целом. Диаметральные размеры гидравлической части установки, т. е. колонн НКТ, штанг и скважинного насоса, весьма малы по сравнению с линейными.
     Из-за этих особенностей ШСНУ на работу существенно влияют упругие деформации её наиболее длинных элементов – колонны штанг и НКТ, а также собственные веса подвижных частей установки, которые соизмеримы, а в ряде случаев превышают полезные нагрузки, возникающие в процессе подъёма пластовой жидкости.
     Всё это предопределяет конструктивные особенности основных элементов и узлов ШСНУ.
     



















          2  Анализ работы оборудования ШСНУ

          2.1 Наземное оборудование установки

     Наземное оборудование штанговой насосной установки состоит из оборудования устья скважины и станка – качалки. В подземное оборудование входят насосно-компрессорные трубы, штанги и скважинный плунжерный насос – невставной или вставной.
     При однотрубной системе сбора и транспорта нефти и газа для уплотнения сальникового штока скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами и расположенных в районах с умеренным и холодным климатом, предназначены сальники устьевые СУС. Отличительной особенностью сальника является наличие пространственного шарнира между головкой сальника (содержащей уплотнительную набивку) и тройником.
Рисунок 2.1 – Устьевой сальник СУС1, СУС2

     Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.
     Устьевые сальники изготавливаются двух типов: СУС1 – с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим уровнем и без газопроявлений); СУС2 – с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с газопроявлениями) они изображены на рисунке 2.1.
     Самоустанавливающийся сальник СУС1 (рисунок 2.1) состоит из шаровой головки 9 с помещенными в ней верхней и нижней 3 втулками с вкладышами из прессованной древесины 7 и уплотнительной набивки 9. На верхнюю часть шаровой головки навинчивается крышка 12 с двумя скобами, которыми подтягивается уплотнительная набивка 9. В верхней части крышки головки 12 над грундбуксой имеется кольцевой резервуарчик 11, служащий для смазки трущихся поверхностей полированного штока, набивки и вкладышей. Для надежного уплотнения шаровой головки предусмотрено уплотнительное кольцо 5. Два стопора в нижней части шаровой головки не позволяют ей проворачиваться вокруг своей оси при затяжке крышки. Шаровая головка крепится к тройнику 1 двумя откидными болтами 14, укрепленными на тройнике пальцами 17, которые входят в проушины болтов.
     Устьевой сальник СУС2 в отличие от сальника СУС1 имеет вторую камеру, включающую шаровую головку с помещенными в ней уплотнительной набивкой и промежуточной втулкой с вкладышами и двумя резиновыми кольцами. При этом основная уплотнительная набивка помещена в корпусе, который навинчен на резьбу шаровой головки. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные верхние уплотнительные элементы, на скважине. Пластовая жидкость отводится в выкидную линию, которая соединяется с тройником посредством быстроразборной конструкции, состоящей из ниппеля 1 и накидной гайки 2.
      Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные верхние уплотнительные элементы на скважине. Изношенные направляющие втулки необходимо заменять при текущем ремонте скважин, когда устьевой сальник вместе со штоком находится на мостках. Перед установкой устьевого сальника на устье скважины вкладыши растачивают под соответствующий диаметр сальникового штока. Сальниковый шток необходимо вставлять в устьевой сальник в горизонтальном положении на мостках. Можно устанавливать устьевой сальник тогда, когда шток находится в скважине. При этом используют зажим, устанавливаемый на сальниковом штоке.
     При установке устьевых сальников на устье все резиновые кольца и уплотнительные набивки необходимо смазывать густой смазкой. После разборки шаровой крышки и шаровой головки рабочие поверхности шарнира должны быть тщательно очищены. При потере герметичности в шаровой опоре заменяют уплотнительное кольцо ?17?.
     Запорное устройство оборудования – проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускают по межтрубному пространству через специальный патрубок.
     Подъемные трубы подвешены на конусе и смещены относительно оси скважины. Насосно-компрессорные трубы и патрубок для спуска приборов уплотнены разрезными резиновыми прокладками и нажимным фланцем.
     В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уплотнением. Для перепуска газа в систему сбора и предотвращения излива нефти в случае обрыва полированного штока предусмотрены обратные клапаны.
     Подвески устьевого штока ПСШ предназначены для соединения устьевого штока с приводом штангового скважинного насоса. Позволяют исследовать скважины с помощью гидравлического динамографа, а также регулировать установку плунжера в цилиндре насоса, технические характеристики подвески устьевого штока представлены в таблице 2.1.
     При подвеске колонны насосных штанг к головке балансира станка – качалки выбирают необходимую длину каната, концы которого обрубают и вводят сначала в отверстие верхней траверсы, а затем во втулки нижней траверсы таким образом, чтобы они немного выступали из втулок. Верхнюю часть канатной подвески (рисунок 2.2) надевают на блок балансира станка – качалки, а траверсу соединяют с сальниковым штоком, захватывая его плашками ?5?.
Таблица 2.1 ? Технические характеристики подвески устьевого штока
Показатели
ПСШ?3
ПСШ?6
ПСШ?15
Наибольшая допустимая нагрузка, кН

30

60

150
Диаметр устьевого штока, мм
31
31
36
Диаметр каната, мм
16
22,5
25,5
Габариты, мм:
     длина
     ширина
     высота

250
86
195

285
100
210

300
108
245
Масса, кг:
     в собранном виде
     полного комплекта

14
16

23
26

41
44

     Штоки сальниковые устьевые ШСУ предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки.
     Изготавливаются из круглой холоднотянутой калиброванной качественной углеродистой стали марки 40 по ГОСТ 1051–73 и ГОСТ 7417–75.
     Химический состав и технические требования для стали регламентируются ГОСТ 1050–74.
     Чистота поверхности сальниковых штоков обеспечивается заводом?поставщиком калиброванного проката.
     Калиброванный прокат, из которого изготавливаются штоки, поставляется в состоянии нормализации; штоки не проходят дополнительную термическую обработку.
     Сальниковые штоки изготавливаются трех типоразмеров представленных в таблице 2.2.
     Для соединения с насосными штангами используются штанговые муфты по ГОСТ 13877–80, серийно выпускаемые заводами–изготовителями насосных штанг ?5?.
	Таблица 2.2 – Технические характеристики ШСУ
Показатели
ШСУ31–2600
ШСУ31–4600
ШСУ36–5600
Наибольшая нагрузка на шток, кН

65

65

100
Присоединительная резьба насосных штанг по ГОСТ 13877–80, мм


ШН22


ШН22


ШН25
Габариты, мм:
   диаметр
   длина

31
2600

31
4600

36
5600
Масса, кг
15
27
46


3. Обзор технической и патентной литературы

     В настоящее время для уплотнения полированного штока скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, предназначены сальники устьевые СУС. Отличительная особенность сальника ? наличие пространственного шарнира между головкой сальника (содержащей уплотнительную набивку) и тройником.
     Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.
     К особенностям рассматриваемой конструкции (рис.2.1) относится наличие шарнирного соединения, позволяющего головке вместе с уплотнением поворачиваться и самоустанавливаться по устьевому штоку. Это уменьшает радиальные составляющие усилия взаимодействия устьевого штока с вкладышами, а значит, и износ. Таким образом, обеспечивается большая долговечность уплотнительной набивки, уменьшается частота ее подтягивания.
     Помимо описанного применяется устьевой сальник СУС2 с двойным уплотнением и тремя рядами направляющих втулок ?17?.
     Параметры сальников СУС1 и СУС2 представлены в таблице 3.1.

  Таблица 3.1 ? Параметры устьевых сальников
Техническая характеристика устьевых сальников
Параметр
СУС1-73-31
СУС2-73-31
Рабочее давление, МПа:
при подвижном устьевом штоке
при неподвижном устьевом штоке
и затянутой сальниковой набивке

4

7,0

4

14,0
Диаметр присоединительной резьбы, мм
73
73
Диаметр сальникового устьевого штока, мм
31
31
Масса, кг
21
24

     Недостатком сальников устьевых самоустанавливающихся (СУС) является:
     Значительные потери на трение в уплотнительном элементе;
     Необходимость постоянно контролировать состояние сальниковой набивки визуальным осмотром, т. е. оператор должен ежедневно проверять работу устьевого сальника;
     Нарушение работы сальника при отсутствии подачи насоса, сальниковая набивка «сгорает».
     Одним из вариантов устьевого оборудования в качестве герметизирующего устройства уплотняемых поверхностей полированного штока при работе станка-качалки штангового насоса можно применить устьевой герметизатор предложенный Халаевым Г. Г. В устройстве устьевого герметизатора канатная подвеска снабжена элементами коленчатого шарнира, для соединения с полированным штоком, с возможностью их разворота по трем осям, причем корпус шагового привода на торце имеет храповые зубья, ответные храповые зубья выполнены на торце втулки, жестко закрепленной на переходнике устьевого оборудования, который снабжен резервным уплотнительным блоком с нажимным кольцом и резьбовой крышкой, эксплуатационный уплотнительный блок расположен в упомянутом нажимном кольце, а резьбовая крышка в виде втулки на противоположном конце имеет наружную резьбу под крышку эксплуатационного блока. Наличие в предложенном устройстве устьевого герметизатора резервного уплотнительного блока обеспечивает долговечность эксплуатации устройства. Наличие храповых зубьев обеспечивает вращение штанговой подвески в процессе возвратно-поступательного движения полированного штока, исключает развинчивание муфтовых соединений штанговых подвесок и их аварийное, неконтролируемое рассоединение, обеспечивает равномерный износ штанг и соединительных муфт. Использование устройства устьевого герметизатора на нефтяных скважинах, оборудованных станками-качалками, позволит увеличить долговечность уплотнительных элементов за счет их равномерного поджатия к поверхности полированного штока, обеспечит повышение показателей надежности, пожаробезопасности и промышленной экологии.
     Известные устройства устьевого герметизатора, содержат канатную подвеску станка-качалки, полированный шток и корпус, в котором размещены уплотнительные элементы.
     

Рисунок 3.1 – Устьевой герметизатор

     Устьевой герметизатор рисунок 3.1 состоит: из полированного штока 1, эксплуатационного уплотнительного блока с распорными кольцами 2, резервного уплотнительного блока с распорными кольцами 3, рабочей струны 4, опорного кольца 5, переходника устьевого оборудования 6, уплотнения 7, нажимного кольца 8, резьбовой крышки в виде втулки резервного уплотнительного блока 9, резьбовой крышки эксплуатационного уплотнительного блока 10, кольца 11, грязесъемника 12, втулки 13, тореца втулки с храповыми зубьями 14, корпуса шагового привода 15 схема которого изображена на рисунке 3.3, храповых зубья 16, втулки 17, предохранительных винтов 18, шаров 19, нижнего коленчатого шарнира
     
     

Рисунок 3.2 - Канатная подвеска
22, прокладки 23, предохранительных винтов 24, шаров 25, верхнего коленчатого шарнира 26, защитного кольца 27, оси канатной подвески 28 и канатной подвески 29 изображенной на рисунке 3.2
     В статическом положении элементы устройства устьевого герметизатора взаимодействуют следующим образом.
     Ось 28 канатной подвески 29 через шары 25 соединена с верхним коленчатым шарниром 26. Верхний коленчатый шарнир 26 через шары 25 соединен с нижним коленчатым шарниром 22. В свою очередь нижний коленчатый шарнир 22 через шары соединен с переходником полированного штока 21. Предохранительные винты 24 исключают выпадение шаров из беговых дорожек и через отверстия под предохранительные винты обеспечивают смазку шаров 25. Прокладки 23 предотвращают вытекание смазки из соединения коленчатых шарниров 22, 26. Защитное кольцо 27 предохраняет соединение от воздействия внешней среды. Переходник полированного штока 21 через шары 19, пазы 20 соединен с втулкой 17, которая в свою очередь соединена с корпусом шагового привода 15, на торце которого имеются храповые зубья 16.
     Предохранительные винты 18 исключают выпадение шаров 19 из пазов 20. Полированный шток 1 проходит через отверстия эксплуатационного уплотнительного блока 2 и резервного уплотнительного блока 3. Эксплуатационный уплотнительный блок 2 с распорными кольцами расположен в нажимном кольце 8 и взаимодействует с резьбовой крышкой эксплуатационного блока 10 через кольцо 11.
            Резервный уплотнительный блок 3 с распорными кольцами установлен в переходнике устьевого оборудования 6 на опорное кольцо 5 и взаимодействует с резьбовой крышкой резервного блока 9 через нажимное кольцо 8. Уплотнение 7 обеспечивает герметичность между нажимным кольцом 8 и переходником устьевого оборудования 6. Грязесъемник 12 защищает полированный шток 1 от воздействия внешней среды. Втулка 13 жестко закреплена на переходнике устьевого оборудования 6 и имеет на торце храповые зубья 14 для зацепления с храповыми зубьями 16, расположенными на торце корпуса шагового привода 15. Откачиваемая жидкость поступает в нефтесборный коллектор через рабочую струну 4.
     

Рисунок 3.3 – Шаговый привод
     Устройство устьевого герметизатора работает следующим образом. При возвратно-поступательных движениях полированного штока 1 элементы коленчатого шарнира благодаря возможности их разворота по трем осям (относительно оси полированного.......................