Практикум 2007 Міністерство освіти і науки України ІваноФранків

Работа добавлена на сайт samzan.net:

Івано-Франківський національний технічний

університет нафти і газу

Федорович Я.Т., Джус А.П.

МАШИНИ І ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ВИДОБУТКУ НАФТИ І ГАЗУ

Практикум

2007

Міністерство освіти і науки України

Івано-Франківський національний технічний

університет нафти і газу

Кафедра нафтогазового обладнання

Федорович Я.Т., Джус А.П.

МАШИНИ І ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ВИДОБУТКУ НАФТИ І ГАЗУ

Практикум

Для студентів спеціальності

“обладнання нафтових і газових промислів”

Івано-Франківськ

2007

МВ 02070855-1622-2005

Федорович Я.Т., Джус А.П. Машини і обладнання для видобутку нафти і газу. Практикум – Івано-Франківськ.: Факел, 2007. – с.

Практикум містить методичні вказівки для проведення практичних занять з дисципліни „Машини і обладнання для видобутку нафти і газу”. Розроблений у відповідності з чинним в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу навчальним планом підготовки бакалаврів спеціальності “Обладнання нафтових і газових промислів”. Може бути використаний студентами денної та заочної форм навчання.

Рецензент: доцент кафедри нафтогазового обладнання, канд. техн. наук Костриба І. В.

Дане видання – власність ІФНТУНГ. Забороняється тиражування та розповсюдження.

ЗМІСТ


Практичне заняття № 1……………………………….. Вибір фонтанної арматури та розрахунок її елементів на міцність
Практичне заняття № 2…………..…………..……….. Розрахунок параметрів і вибір обладнання для експлуатації нафтових свердловин установками електровідцентрового насоса
Практичне заняття № 3……………………………….. Вибір обладнання для заданих умов експлуатації свердловини з допомогою штангової свердловинної насосної установки )
Практичне заняття № 4……………………………….. Вивчення конструкції, розрахунок параметрів і вибір обладнання для промивання піщаних пробок
Практичне заняття № 5……………………………….. Вивчення конструкції, розрахунок параметрів і вибір обладнання для поточного ремонту свердловин

Практичне заняття № 1

Вибір фонтанної арматури та розрахунок її елементів на міцність

1 Мета заняття

1.1 Набуття практичних навиків рішення задач, які пов’язані із вибором фонтанної арматури.

1.2 Визначення зусиль, які діють на фланцеві з’єднання.

1.3 Розрахунок на статичну міцність основних елементів фланцевого з’єднання.

2 Завдання заняття

2.1 Обґрунтування вибору схеми фонтанної арматури, позначення її згідно вимог діючого Державного стандарту.

2.2 Вибір типу фланцевого з’єднання і типу ущільнювального кільця.

2.3 Обґрунтування і вибір типу запірних і регулюючих пристроїв.

2.4 Проведення перевірочного розрахунок на міцність фланця, який з’єднує трубну головку та фонтанну ялинку.

2.5 Складання методики випробування фонтанної арматури після її монтажу на усті свердловини.

3 Основні теоретичні відомості

Фонтанна арматура призначена для герметизації устя свердловин, контролю і регулювання режиму їх експлуатації, а також для проведення різноманітних технологічних операцій у помірному та холодному кліматичних районах для середовищ, що містять СО2, Н2S і пластову воду.

Фонтанна арматура складається із трубної головки і фонтанної ялинки.

Трубна головка призначена для підвішування одного або декількох рядів насосно-компресорних труб, їх герметизації, а також для виконання технологічних операцій при освоєнні, експлуатації та ремонті свердловин.

Фонтанна ялинка призначена для направлення продукції свердловини у викидну лінію, регулювання режиму експлуатації, для встановлення спеціальних пристроїв (лубрікатора) при опусканні свердловинних приладів або скребків для очищення труб від парафіну, заміру тиску і температури середовищ, а також для проведення деяких технологічних операцій.

1- манометр; 2 – запірний пристрій до манометра; 3 – фланець під манометр; 4 – запірний пристрій; 5 – трійник (хрестовик); 6 – дросель; 7 – перевідник трубної головки.

Рисунок 1.1 – Схеми фонтанних ялинок

а б

а – трубна обв’язка однієї колони насосно-компресорних труб;

б – трубна обв’язка двох концентрично розміщених колон насосно-компресорних труб;

1- фланець; 2- запірний пристрій; 3- трубна головка; 4- манометр із запірно-розрядним пристроєм.

Рисунок 1.2 – Схеми трубних обв’язок фонтанних арматур

Збирається фонтанна ялинка за схемами трійникового та хрестового типу згідно ГОСТ 13846-89 за схемами 1 – 6 (рисунок 1.1).

Типові схеми трубних обв’язок фонтанних арматур повинні відповідати наведеним на рисунку 1.2.

Самі фонтанні арматури утворюються сукупністю типових схем фонтанних ялинок з трубними обв’язками.

Держстандартом передбачено виготовлення фонтанних арматур з діаметром стволової частини фонтанної ялинки 50, 65, 80, 100, 150 мм на робочі тиски 14, 21, 35, 70, 105, 140оМПа у комбінаціях поданих у таблиці 1.2.

Для шифрування фонтанної арматури прийняті наступні позначення: АФХ1Х2Х3-Х4Х5Х6Х7, де АФ – арматура фонтанна; Х1 - позначення способу підвішування колони насосно-компресорних труб (в трубній головці не позначається, в перевіднику трубної головки-К); Х2 - позначення типової схеми ялинки згідно ГОСТ 13846-89 (при двохрядній концентричній підвісці насосно-компресорних труб додається буква “а”); Х3 – спосіб керування запірними пристроями (з ручним керуванням не позначається, з дистанційним – Д, з автоматичним – А, з дистанційним і автоматичним – В); Х4 – умовний прохід стволової частини ялинки (50, 65, 80, 100 і 150 мм); через дріб вказується умовний прохід бокового відводу (50, 65, 80 і 100 мм) (при співпаданні з умовним проходом стволової частини не вказується); Х5 - робочий тиск, МПа (14, 21, 35, 70, 105 і 140 МПа); Х6 - кліматичне виконання: для помірної кліматичної зони – не позначається; для холодної кліматичної зони - ХЛ; Х7 - виконання за корозійною стійкістю: К1 – для середовищ, що містять СО2 до 6%; К2 - для середовищ, що містять СО2 і Н2S до 6%; К3 - для середовищ, що містять Н2S до 25%. Наприклад, АФК6В-100х21К2 – арматура фонтанна з підвіскою колони насосно-компресорних труб на перевіднику трубної головки за схемою 6 (хрестового типу з однорядною колоною НКТ), з дистанційним та автоматичним керуванням засувок, умовним проходом стволової частини та бічних відводів 100 мм, розрахована на тиск 21 МПа для помірної кліматичної зони та корозійного середовища К2.

Стандартом передбачено виготовлення фонтанних арматур зі здвоєними стволовими запірними пристроями. Це як правило робиться при високих тисках на свердловині. Фонтанна арматура, яка має дві стволові засувки, також застосовується на свердловинах де передбачається періодичне багаторазове відкривання або закривання засувок, наприклад, при дослідницьких роботах. Одна із стволових засувок – робоча, а друга – резервна.

Фонтанні арматури трійникового типу можуть виготовлятися з двома боковими відводами. У такому випадку верхній є основним робочим відводом. При виході з ладу його деталей закривається стволовий запірний пристрій і пластова рідина направляється по нижньому відводу без зупинки роботи свердловини. Це зручно при необхідності ремонту верхнього відводу. Але розташування відводів по вертикалі (один над іншим) збільшує висоту арматури, що ускладнює її обслуговування.

Зважаючи на це, трійникову фонтанну арматуру рекомендується використовувати при низьких і середніх тисках. Арматуру трійникового типу з двома боковими відводами використовують на свердловинах з невисокими устьовими тисками в продукції яких можлива наявність піску та інших механічних домішок.

Для середніх і високих тисків рекомендується використовувати хрестову фонтанну арматуру. Хрестова арматура значно нижча ніж трійникова, що полегшує її обслуговування. Загальна висота арматури при хрестовій схемі і навіть при наявності здвоєних стволових запірних пристроїв менша, ніж висота трійникової арматури.

Використання фонтанної арматури хрестового типу на свердловинах, які мають в продукції механічні домішки, не рекомендується.

Фонтанну арматуру, розраховану на тиск 14 МПа, виготовляють за схемами 1, 3 і 5.

Фонтанну арматуру, розраховану на тиск 21 і 35 МПа, виготовляють за схемами 1 – 6, з умовним проходом 80 мм – за схемами 1, 5 і 6, з умовним проходом 100 і 150 мм – за схемою 6.

Фонтанну арматуру, розраховану на тиск 70 МПа, виготовляють за схемою 6.

Основними критеріями вибору ФА є робочий тиск і діаметром стволової частини фонтанної ялинки. Додаткові вихідні дані - характеристика пластової рідини , а саме: корозійна активність та наявність в ній механічних домішок.

Запірними пристроями фонтанної арматури служать прохідні пробкові крани і прямоточні засувки з примусовою або автоматичною подачею мастила, а також кульові, шиберні та дискові засувки. Для регулювання режиму експлуатації на бокових відводах ялинки встановлюються регульовані або нерегульовані дроселі зі змінною втулкою із зносостійкого матеріалу.

Елементи фонтанної арматури з’єднуються між собою в основному з допомогою фланцевих з’єднань.

Конструкція і параметри фланцевих з’єднань регламентуються стандартом ГОСТ 28919-91. Розмірний ряд фланцевих з’єднань характеризується двома параметрами – умовним діаметром і робочим тиском. Стандарт передбачає два типи конструктивного виконання фланцевих з’єднань:

Тип 1 - фланцеві з’єднання з зазором між торцями фланців.

Тип 2 - фланцеві з’єднання без зазору між торцями фланців.

від зусилля затягування фланців і внутрішнього тиску.

Рисунок 1.3 - Фланець типу 1

Діапазон використання фланцевих з’єднань з зазором між торцями, а також конструкція і параметри фланців приведені відповідно на рисунку 1.3 та в таблиці 1.3. З’єднання передбачає використання сталевих ущільнювальних прокладок ортогонального поперечного перерізу з двостороннім контактом. Ущільнення з’єднання досягається в результаті створення контактних напружень на спряжених поверхнях, величина яких залежить

Рисунок 1.4 – Фланець типу 2

Діапазон використання фланцевих з’єднань без зазору між торцями, а також конструкція і параметри фланців приведені відповідно на рисунку 1.4 та в таблиці 1.4. З’єднання передбачає використання сталевих ущільнювальних прокладок ортогонального поперечного перерізу з одностороннім контактом. При складанні такого фланцевого з’єднання прокладка дотикається лише до зовнішньої поверхні ущільнювальної канавки на фланці. При затягуванні шпильок з’єднання прокладка зазнає радіальної деформації, в результаті чого, в зоні контакту прокладки з ущільнювальною канавкою виникають контактні напруження. Даний тип фланцевого з’єднання належить до самоущільнювальних з’єднань. Внаслідок одностороннього контакту прокладки і канавки підвищення внутрішнього тиску приводить до підвищення контактних напружень між прокладкою і зовнішньою поверхнею канавки, в результаті чого підвищується герметичність з’єднання

Конструкція фланцевого з’єднання 2-го типу має експлуатаційні переваги перед з’єднанням типу 1. Воно є менш вразливим до згинаючих зусиль, що можуть діяти на устьове обладнання в процесі експлуатації.

Рисунок 1.5 – Прокладка типу П

Рисунок 1.6 – Прокладка типу БХ

Діючим стандартом передбачено використання сталевих прокладок ортогонального поперечного перерізу двох типів: тип П – для ущільнення фланцевих з’єднань з зазором між торцями фланців(рисунок 1.5, таблиця 1.5); тип БХ – для ущільнення фланцевих з’єднань без зазору між торцями фланців(рисунок 1.6, таблиця 1.6)

4 Порядок проведення заняття

4.1 Згідно таблиці 1.1 і варіанту отриманого у викладача вибрати вихідні дані.

4.2 Обґрунтувати параметри ФА (діаметр стволової частини фонтанної ялинки та тиск) та вибір її схеми враховуючи рекомендації пункту 3.

Діаметр стволової частини фонтанної ялинки визначається за дебітом свердловини з умови оптимальної швидкості руху продукції пласта у насосно-компресорних трубах та самій фонтанній ялинці. Для нафтових свердловин швидкість рекомендується приймати близькою до 0,5 м/с.

Секундна подача свердловини, м3/с

, (1.1)

де F - площа поперечного перерізу стволової частини фонтанної ялинки ,

, м2; (1.2)

- рекомендована швидкість переміщення продукції пласта, м/с.

Тоді діаметр стволової частини фонтанної ялинки

. (1.3)

Для газових свердловин швидкість рекомендується приймати близькою до 5 м/с і при визначенні необхідного діаметру стволової частини фонтанної ялинки приводити дебіт свердловини до очікуваного тиску на усті:

, (1.4)

де - атмосферний тиск, МПа;

- очікуваний дебіт газу, 106 м3/добу;

- очікуваний тиск на усті, МПа.

Обчислене значення діаметра стволової частини необхідно привести до стандартного більшого значення.

Підібравши діаметр та тиск фонтанної арматури необхідно встановити схему за якою вона повинна збиратися. При виборі схеми ФА необхідно враховувати значення діаметра, очікуваного тиску і характеристику продукції пласта. При цьому необхідно скористатися інформацією поданою у таблиці 1.2 та наступними рекомендаціями:

-при наявності в продукції пласта механічних домішок, з метою забезпечення проведення ремонтних робіт без зупинки роботи свердловини, використовувати фонтанну арматуру трійникового типу із двома боковими відводами;

-при значній корозійній активності продукції пласта, а також при високих тисках використовувати фонтанну арматуру зі здвоєними запірними пристроями.

З метою забезпечення керування режимом роботи свердловини обґрунтувати і вибрати типи запірних і регулюючих пристроїв на стволовій частині і бокових відводах фонтанної ялинки та трубної головки. При цьому скористатися довідковою інформацією поданою у таблиці 1.7.

4.3 Вибрати типорозмір фланцевого з’єднання.

Для робочих тисків 14, 21, 35 МПа застосовуються фланцеві з’єднання виконання 1 із зазором між торцями фланців. Вони комплектуються прокладками типу П ортогонального поперечного перерізу з двостороннім контактом(рисунок 1.3, 1.5). При робочих тисках більших ніж 35 МПа використовуються фланцеві з’єднання виконання 2 без зазору між торцями і прокладками типу БХ ортогонального поперечного перерізу з одностороннім контактом (рисунок 1.4, 1.6). Розміри фланців вибираються у відповідності до прохідних отворів стволової частини фонтанної ялинки встановлених у попередньому пункті. Для проведення подальших розрахунків параметри фланців вибрати із таблиць 1.3 і 1.4, а відповідних їм прокладок - таблиць 1.5 і 1.6.При виборі матеріалу прокладок необхідно врахувати корозійну активність продукції пласта (таблицяі1.10)

4.4 Провести перевірочний розрахунок на міцність фланця, який з’єднує трубну головку і фонтанну ялинку.

4.4.1 Визначити зусилля, що діють на фланцеве з’єднання.

При експлуатації фланцевого з’єднання на свердловині на його елементи діють зусилля , які виникають в результаті затягування ущільнюючого стику з врахуванням тиску пластової рідини.

Якщо застосовується прокладка з двостороннім контактом розрахунок ведеться за формулою

, Н, (1.5)

де - середній діаметр прокладки, м;

- тиск робочої рідини, па;

- ефективна ширина прокладки, м;

, (1.6)

- ширина прокладки, м;

m - коефіцієнт, який враховує пружні властивості матеріалу прокладки (для нафти значення m становить від 5 до 6, для газу – від 10 до 12, менші значення приймають для м’яких сталей, більші – для більш твердих, а при використанні сталі 12Х18Н9Т m=7).

У випадку одностороннього дотику поверхні проточки розрахунок зусилля затягування з’єднання ведеться за формулою

, Н, (1.7)

де - зусилля від тиску робочої рідини, Н;

- залишкові зусилля від затягування, які повинні бути достатніми для забезпечення герметичності з’єднання, Н;

, (1.8)

, (1.9)

, , (1.10)

де - коефіцієнт Пуассона (=0,3);

- робоча висота прокладки, м

, (1.11)

- радіус округлення прокладки, м;

- внутрішній і зовнішній радіуси прокладки відповідно, м.

4.4.2 Провести перевірочний розрахунок фланця на статичну міцність.

При проведенні перевірочного розрахунку необхідно врахувати, що при виготовленні деталей устьового обладнання, на які діє внутрішній тиск, слід використовувати матеріали, що забезпечують механічні властивості деталей після кінцевої обробки не нижчі вказаних в таблиці 1.8. Конкретні марки сталей потрібно вибрати із переліку поданого у таблиці 1.9. При виборі врахувати рекомендації таблиці 1.8 і умови в яких буде експлуатуватися обладнання

Перевірочний розрахунок на статичну міцність проводиться в залежності від умовного моменту згину , який діє у небезпечному перерізі А-А (рисунок 1.7). При цьому напруження згину

, (1.12)

де - границя текучості матеріалу фланця, Па;

- згинальний момент, Н.м.

, (1.13)

де - зусилля затягування з’єднання, Н;

- плече згину, м

, (1.14)

а – схема руйнування фланцевого з’єднання; б – механізм ущільнення фланцевого з’єднання першого типу; в - механізм ущільнення фланцевого з’єднання другого типу

Рисунок 1.7 – Схема фланцевого з’єднання

де - ділильний діаметр кола центрів отворів під шпильки, м;

- середній діаметр небезпечного січення, м,

, (1.15)

де - більший діаметр шийки;

- момент опору фланця в небезпечному перерізі, м3

, (1.16)

де - ширина торця прокладки, м;

- повна висота тарілки фланця, м;

- глибина канавки, м.

4.4.3 Провести розрахунок шпильки.

Внутрішній діаметр шпильки по впадині різьби визначається за формулою

, (1.17)

де - границя текучості матеріалу шпильки, Па;

z – число шпильок у фланцевому зєднанні;

- коефіцієнт запасу міцності шпильки, .

Механічні властивості матеріалу заготовок або готових шпильок в термообробленому стані повинні відповідати вказаним у таблиці 1.10.

Типорозмір шпильок вибирається із врахуванням попередньо визначеного діаметра різьби по впадинах.

4.4.4 Провести розрахунок циліндричної частини елементів фонтанної арматури.

Товщина стінки циліндричної частини фонтанної арматури розраховується як для товстостінної посудини за формулою

, (1.18)

де - внутрішній діаметр циліндричної частини, м;

- робочий тиск продукції пласта, МПа;

- допустимі напруження на розтяг, МПа (прийняти рівними допустимим напруженням згину);

- припуск на корозію, м (2-5мм).

Припуск на корозію слід приймати у відповідності до умов експлуатації фонтанної арматури

4.5 Скласти методику випробування фонтанної арматури після її монтажу на усті свердловини.

При складанні методики випробовування фонтанної арматури необхідно врахувати, що після монтажу на усті свердловини її випробовують тільки на герметичність, а тиск випробовування не повинен перевищувати тиску випробовування експлуатаційної колони.

5 Питання для самоконтролю

5.1 Вкажіть призначення фонтанної арматури та її функції, типові схеми фонтанних ялинок, обв’язки трубних головок.

5.2 Перелічіть основні параметри фонтанних арматур.

5.3 Встановіть область раціонального застосування фонтанних арматур.

5.4 Які навантаження діють на елементи фонтанних арматур, яке їх походження та методика розрахунку?

5.5 Назвіть швидкозношувані елементи фонтанних арматур та способи їх заміни.

5.6 Перелічіть роботи, що виконуються при монтажі фонтанної арматури.

6 Перелік посилань

6.1 Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984. -464 с.

6.2 Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983. -342 с.

6.3 Абдулаев Ю.Г., Велиев Т.К., Джафаров Ш.Т. Монтаж, эксплуатация и ремонт оборудования фонтанних и нагнетательных скважин. - М.: Недра, 1989.

6.4 ГОСТ13846-89. Арматура фонтанная и нагнетательная. Типове схемы и основне параметры.

6.5 Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. – М: ГПУ Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – Ч. 1 – 768 с.

Таблиця 1.1 – Вихідні дані до практичного заняття

Варіанти	Продукція свердловини	Очікуваний тиск на усті, МПа	Дебіт нафти, м3добу (газу, 106 м3добу)	Корозійна актив-ність продукції свердловини	Наявність піску в продукції свердловини	Тиск опресовки експлуатаційної колони, МПа	Кліматичні умови
1	газ	20	0,8	6% СО2	відсутній	35	норм.
2	нафта	31	60	15% Н2S	1,0 гл	39	норм.
3	нафта	44	95	6% Н2S	5,0 гл	60	хол.
4	газ	55	1,3	до6% СО2	відсутній	64	норм.
5	нафта	65	140	10% СО2	1,5 гл	69	норм.
6	газ	18	0,6	відсутня	відсутній	20	норм.
7	нафта	39	170	відсутня	6,0 гл	44	норм.
8	газ	39	1,5	20% Н2S	відсутній	44	норм.
9	нафта	50	100	відсутня	3,0 гл	63	хол.
10	нафта	13	33	20% Н2S	0,5 гл	19	норм.
11	нафта	25	40	відсутня	1,5 гл	36	норм.
12	нафта	40	70	відсутня	0,6 гл	43	норм.
13	нафта	86	99	4% СО2	1,4 гл	90	норм.
14	газ	41	1,85	15% Н2S	відсутній	45	норм.
15	нафта	69	195	відсутня	0,2 гл	70	норм.
16	нафта	61	160	відсутня	0,1 гл	65	норм.
17	нафта	20	39	відсутня	1,7 гл	22	норм.
18	газ	26	0,55	5% Н2S	відсутній	30	норм.
19	нафта	37	59	відсутня	5,5 гл	39	хол.
20	нафта	33	50	відсутня	1,1 гл	36	норм.
21	газ	19	0,9	10% Н2S	відсутній	22	норм.
22	нафта	59	165	відсутня	0,7 гл	62	норм.
23	нафта	49	120	відсутня	1,5 гл	55	норм.
24	нафта	18	45	відсутня	4,0 гл	26	хол.
25	газ	40	1,2	3% СО2	відсутній	51	норм.

Таблиця 1.2 - Параметри фонтанних арматур.

Умовний прохід, мм	Робочий тиск, МПа
ствола ялинки	бокових відводів ялинки	бокових відводів трубної головки
50	50	50	14,21,35,70,105,140
65	50,65	50,65
80	50,65,80		14,21,35,70,105
100	65,80,100	65	21,35,70
150	100		21

Таблиця 1.3 - Параметри фланців типу 1. Розміри, мм

Позначення фланця	Діаметр прохідного отвору d,, не більше	Діаметр ділильного кола центрів отворів під шпильки D1	Середній діаметр канавки під прокладку D3	Зовнішній діаметр D	Діаметр шийки D4	Діаметр отворів під шпильки d1	K-ть отворів під шпильки	Повна висота тарілки фланця h	Ширина канавки b	Глибина канавки f	Позначення прокладки	Різьба шпильок
p = 14 МПа
50x14	52	127,0	82,5	165	84	19	8	34	12,0	8,0	П23	М16
65x14	65	149,0	101,6	190	100	23	8	37	12,0	8,0	П26	М20
80x14	80	168,0	123,8	210	118	23	8	40	12,0	8,0	П31	М20
100x14	103	216,0	149,2	275	153	25	8	46	12,0	8,0	П37	М22
180x14	180	292,0	211,1	355	223	28	12	56	12,0	8,0	П45	М24
p = 21 МПа
50x21	52	165,	95,2	215	105	25	8	46	12.0	8,0	П24	М22
65x21	65	190,5	107,9	245	124	28	8	50	12,0	8,0	П27	М24
80x21	80	190,5	123,8	242	127	25	8	46	12,0	8,0	П31	М22
100x21	103	235,0	149,2	292	159	32	8	53	12.0	8,0	П37	М27
p = 35 МПа
50x35	52	165,0	95,2	215	105	25	8	46	12.0	8,0	П24	М22
65x35	65	190,5	107,9	245	124	28	8	50	12,0	8,0	П27	М24
80x35	80	203,0	136,5	265	134	32	8	56	12,0	8,0	П35	М27
100x35	103	241,0	161,9	310	162	36	8	62	12.0	8,0	П39	М33

Таблиця 1.4 - Параметри фланців виконання 2. Розміри, мм

Позначення фланця	Діаметр прохідного отвору d, не більше	Діаметр ділильного кола центрів отворів під шпильки D1	Зовнішній діаметр канавки під прокладку D3	Зовнішній діаметр D	Діаметр шийки D4	Діаметр отворів під шпильки d1	Kількість отворів під шпильки	Повна висота тарілки фланця h	Ширина канавки b	Глибина канавки f	Позначення прокладки	Різьба шпильок
р = 70 МПа
50x70	52	158,5	86,2	200	100	23	8	44	12,6	6,0	БХ152	М20
65x70	65	184,0	102,8	230	121	25	8	51	14,1	6,8	БХ153	М22
80x70	78	216,0	119,0	270	142	28	8	58	15,4	7,5	БХ154	М24
100x70	103	258,5	150,6	315	183	32	8	70	17,7	8,3	БХ155	М27
р= 105 МПа
50x105	52	174,5	86,2	222	111	25	8	51	12,6	6,0	БХ152	М22
65x105	65	200,0	102,8	255	129	28	8	57	14,1	6,7	БХ153	М24
80x105	78	230,0	119,0	288	154	32	8	65	15,4	7,5	БХ154	М27
100x105	103	290,5	150,6	360	195	39	8	80	17,7	8,3	БХ155	М36х3
р = 140 МПа
50x140	52	230,2	86,2	287	154	32	8	72	12,6	6,0	БХ152	М27
65x140	65	261,9	102,8	325	173	36	8	80	14,1	6,8	БХ153	М33х3
80x140	78	287,3	119,0	357	192	39	8	86	15,4	7,5	БХ154	М36х3
100x140	103	357,2	150,6	446	243	48	8	107	17,7	8,3	БХ155	М45х3

Таблиця 1.5 - Розміри прокладок типу П, мм

Позначен-ня про- кладки	Середній діаметр D,	Висота h	Ширина b	Ширина торця b1	Маса, кг, не більше
1	2	3	4	5	6
П23	82,5	16	11,1	7,7	0,38
П24	95,2	16	11,1	7,7	0,41
П26	101,6	16	11,1	7,7	0,46
П27	107,9	16	11,1	7,7	0,49
П31	123,8	16	11,1	7,7	0,71
П35	136,5	16	11,1	7,7	0,97
П37	149,2	16	11,1	7,7	0,65
П39	161,9	16	П,1	7,7	1,20
1	2	3	4	5	6
П45	211,1	16	11,1	7,7	0,92
П46	211,1	18	12,7	8,7	2,05
П49	269,9	16	11,1	7,7	1,17
П50	269,9	21	15,9	10,5	2,10
П53	323,8	16	11,1	7,7	1,41
П54	323,8	21	15,9	10,5	2,60
П57	381,0	16	11,1	7,7	1,65
П65	469,9	16	11,1	7,7	2,10
П66	469,9	21	15,9	10,5	3,89
П73	584,2	18	12,7	8,7	2,18
П74	584,2	24	19,0	12,3	3,60

Продовження таблиці 1.5

Таблиця 1.6 - Розміри прокладок типу БХ, мм

Позна-чення про-кладки	Зовніш-ній діаметр D	Зовніш-ній діаметр торця D1,	Шири-на b	Шири-на торця b1	Висо-та h	Діа-метр пере-пуск-ного отво-ру d	Радіус скру-глен-ня R	Маса, кг, не більше
БХ152	84,7	83,2	10,20	8,8	10,2	1,6	1,0	0,19
БХ153	100,9	99,3	11,40	9,8	11,4	1,6	1,0	0,28
БХ154	116,8	115,1	12,40	10,6	12,4	1,6	1,2	0,38
БХ155	148,0	145,9	14,20	12,2	14,2	1,6	1,2	0,65
БХ156	237,9	235,3	18,60	16,0	18,6	3,2	1,6	1,90
БХ157	294,5	291,5	21,00	18,0	21,0	3,2	2,0	2,90
БХ158	352,0	348,8	23,10	19,9	23,1	3,2	2,0	4,30
БХ159	426,7	423,1	25,70	22,1	25,7	3,2	2,5	6,70
БХ160	402,6	399,2	13,70	10,4	23,8	3,2	2,0	3,20
БХ162	475,5	473,5	14,20	12,2	14,2	1,6	1,2	4,00
БХ163	556,1	551,9	17,37	13,1	30,1	3,0	3,0	6,86
БХ164	570,5	556,3	24,58	20,3	30,1	3,0	3,0	9,80
БХ165	624,7	620,2	18,50	14,0	32,0	3,2	3.0	9,50
БХ166	640,0	635,5	26,10	21,6	32,0	3,2	3,0	14,40
БХ167	759,4	754,3	13,10	8,0	35,9	1,6	3,2	10,00
БХ168	765,2	760,2	16,00	11,0	35,9	1,6	3,2	14,00

Таблиця 1.7 – Запірні пристрої фонтанних арматур

Запірний пристрій

Габаритні розміри

Маса, кг

Крани пробкові прохідні з мастилом типу КППС (Юго-Камський машинобудівний завод нафтопромислового обладнання

КППС-65Х14

КППС-65Х14ХЛ

350

195

420

Крани прохідні кульові типу КПШ

КПШ-50Х14

КПШ-50Х14ХЛ

КПШ-65Х14

КПШ-65Х14ХЛ

350

195

218

245

31,3

40,6

Засувки прямоточні шиберні маслонаповнені типу ЗПШ

ЗПШ-65Х14

ЗПШ-65Х14ХЛ

ЗПШ-65Х21

ЗПШ-65Х21ХЛ

ЗПШ1-65Х21

ЗПШ1-65Х21ХЛ

350

420

350

195

245

195

560

565

580

Засувки прямоточні шиберні типу ЗМ і ЗМС (Конотопський арматурний завод)

ЗМ-65Х21

ЗМ-100Х21

ЗМ-50Х35

ЗМ-65Х35

ЗМ-80Х35

ЗМ-100Х35

ЗМ-50Х70

ЗМ-80Х70

ЗМ-50Х105

ЗМ-80Х105

ЗМС-50Х70

ЗМС-80Х70

350

511

350

473

549

521

619

485

590

520

620

195

295

215

195

265

310

200

270

222

268

200

270

610

824

598

610

785

824

640

800

714

923

956

1185

300

213

320

175

240

225

349

195

340

Засувки прямоточні шиберні типу ЗМ і ЗМС (Воронезький механічний завод)

ЗМС-65Х14 К2

ЗМС-65Х21 К1

ЗМС-65Х21 К2

ЗМС-80Х21 К1

ЗМС-80Х21 К2

254

320

414

333

350

435

600

630

780

750

Продовження таблиці 1.7

ЗМС-100Х21 К1

ЗМС-100Х21 К2

ЗМС-100Х21 К3

ЗМС-150Х21 К1

ЗМС-50Х35 К1

ЗМС-50Х35 К2

ЗМС-50Х35 К3

ЗМС-65Х35 К1

ЗМС-65Х35 К2

ЗМС-65Х35 К3

ЗМС-80Х35 К1

ЗМС-80Х35 К2

ЗМС-80Х35 К3

ЗМС-100Х35 К1

ЗМС-100Х35 К2

ЗМС-50Х70 К1

ЗМС-50Х70 К2

ЗМС-50Х70 К3

ЗМС-65Х70 К1

ЗМС-65Х70 К2

ЗМС-65Х70 К3

ЗМС-80Х70 К1

ЗМС-80Х70 К2

ЗМС-80Х70 К3

ЗМС-100Х70 К1

ЗМС-100Х70 К2

ЗМС-100Х70 К3

470

610

342

380

364

530

360

530

604

650

480

613

372

422

473

522

450

520

565

619

680

670

680

930

1280

640

800

890

988

770

760

880

900

1030

900

218

353

116

243

360

195

287

340

380

Засувки прямоточні шиберні типу ЗМАД

ЗМАД-50Х70

ЗМАД-80Х70

ЗМАД-50Х70К2

ЗМАД-80Х70К2

500

650

500

650

355

500

355

500

980

1117

980

1130

196

328

196

328

Засувки дискові типу ЗД

ЗД 65-21М

ЗДШ 65-21М

ЗД 65-35М

ЗДШ 65-35М

350

420

230

500

315

Таблиця 1.9 –Вимоги до механічних властивостей матеріалів для виготовлення корпусних деталей фонтанної арматури.

Робочий тиск, МПа	Тип матеріалу	Механічні властивості
		Межа текучості, МПа	Тимчасовий опір, МПа	Відносне видовження, %
7,14	1	295	480	19
21,35,70	2	410	620	16
105,140	3	520	685	14

Таблиця 1.10 - Механічні властивості матеріалів для виготовлення корпусних деталей фонтанної арматури.

Марка	Термічна обробка	Механічні властивості	Умови експлуата-ції
		Межа теку-чості, МПа	Тимча-совий опір, МПа	Віднос-не видов-ження, %
38Х2МЮА	гартування, відпуск	850	1000	14	холодний клімат
30ХМА	гартування, відпуск	750	950	12	холодний клімат
40ХН	гартування, відпуск	800	1000	11	холодний клімат
35	нормалізація	320	540	20	помірний клімат
35ХМ	гартування в маслі, відпуск	900	1000	11	помірний клімат
40Х	гартування в маслі, відпуск	800	1000	10	помірний клімат
30	нормалізація	300	500	21	помірний клімат
30ХМЛ-3	нормалізація, гартування і відпуск	400 550	600 700	12 12	будь-які кліматичні умови
40Л	нормалізація, гартування і відпуск	300 350	530 550	14 14	помірний клімат

Таблиця 1.11 - Вимоги до механічних властивостей матеріалів заготовок або готових шпильок в термообробленому стані.

Тип фланцевого з’єднання	Межа текучості, МПа	Тимчасовий опір, МПа	Відносне видовження, %	Ударна в’язкість, Дж/см2
	Не менше, ніж
1	637	785	13	59
2	722	865	16	59

Таблиця 1.12 – Рекомендації щодо матеріалів сталевих прокладок фланцевих з’єднань.

Марка сталі	Твердість НВ, не більше	Корозійне середовище
08 ГОСТ 1050	109	Нормальне
20 ГОСТ 1050	127	Нормальне
08кп ГОСТ 1050	98	Нормальне
12Х18Н9Т ГОСТ 5632	160	Корозійне К1
10Х17Н13М3Т ГОСТ 5632	160	Корозійне К3

Практичне заняття № 2

Розрахунок параметрів і вибір обладнання для експлуатації нафтових свердловин установками електровідцентрового насоса

1 Мета заняття

1.1 Вивчення умов експлуатації і параметрів установок електровідцентрових насосів.

1.2 Отримання практичних навиків з розрахунку параметрів і вибору обладнання для експлуатації свердловини установками електровідцентрових насосів.

2 Завдання заняття

2.1 Вибір вузлів установки електровідцентрового насоса для заданих умов видобутку нафти із свердловини .

2.2 Перевірка вибраного обладнання з врахуванням параметрів пластової рідини.

2.3 Перевірка установки на можливість використання її у даній свердловині.

3 Основні теоретичні відомості

До класу безштангових насосних установок відносяться установки свердловинних відцентрових, гвинтових, діафрагмових насосів з електроприводом і установки свердловинних поршневих насосів з гідроприводом. Найбільш поширеним серед безштангових насосних установок є установки заглибних електровідцентрових насосів (УЕВН), що складаються із наземного і підземного обладнання (рисунок 2.1). В комплект наземного обладнання входить станція керування, трансформатор, обладнання устя свердловини; в комплект підземного – заглибний електродвигун з гідрозахистом, відцентровий насос, зворотний та зливний клапани, кабель і колона насосно-компресорних труб (НКТ). Заглибний відцентровий насос приводиться в дію заглибним електродвигуном. Електроенергія підводиться до двигуна по спеціальному кабелю, розташованому в свердловині поруч з колоною НКТ. Встановлення приводу безпосередньо біля насоса дозволило просто вирішити питання передачі енергії від приводу до насоса і використовувати насоси великої потужності. Широке застосування заглибних відцентрових насосів з електроприводом обумовлено багатьма

1 – експлуатаційна колона, 2 – компенсатор, 3 – електродвигун, 4 – протектор, 5 – відцентровий насос, 6 – зворотний клапан, 7 – зливний клапан, 8 – колона НКТ, 9 – пояс кріплення кабеля, 10 – колонна обв’язка, 11 – станція керування і трансформатор, 12 – барабан, 13 – кабель, 14,17 – манометр, 15,16,18,20,22 – запірні пристрої, 19 – регулюючий пристрій, 21 – зворотний клапан.

Рисунок 2.1 – Схема установками електровідцентрового насоса

факторами. При великих відборах пластової рідини ці установки найбільш економічні і найменш трудомісткі при обслуговуванні у порівнянні із компресорним видобутком і підйомом рідини насосами інших типів. При великих подачах енергетичні затрати на установку відносно невеликі. Обслуговування установки відносно просте, так як на поверхні розташовується тільки станція управління і трансформатор, які не потребують постійного догляду.

Склад вузлів установки ЕВН і їх розташування приведені на рисунку 2.1. Заглибний електровідцентровий насос багатоступінчастий і містить від 80 до 400 ступеней. Рідина поступає в насос через сітку, розташовану у нижній його частині. Насос подає рідину із свердловини в колону НКТ. Заглибний електродвигун – маслозаповнений, герметичний. Для попередження попадання в нього пластової води передбачений вузол гідрозахисту, який складається із протектора і компенсатора або самого протектора. Вал двигуна з допомогою шліцьової муфти з’єднаний із валом протектора і через нього з валом насоса. Вали мають частоту обертання 2800 – 2950 хв-1.

Електроенергія з поверхні до двигуна подається з допомогою кабелю. Поруч з колоною НКТ монтується круглий кабель, а біля насоса і протектора – плоский. Виконання плоского кабелю дозволяє дещо збільшити діаметр насоса і двигуна. Можливий варіант використання плоского кюбеля по всій довжині колони НКТ. Автотрансформатор або трансформатор призначений для живлення установок заглибних електровідцентрових насосів від промислової мережі, компенсації втрат по довжині кабелю. Станція керування дозволяє включати і відключати установку в ручному або автоматичному режимах і відключати її при аварійному режимі роботи (недовантаження або перевантаження). Колона НКТ обладнана зворотним і зливним клапанами. Зворотний клапан дозволяє при зупинці насоса зберегти в колоні НКТ рідину. Запуск в такому випадку проходить при заповненій колоні тобто при великому напорі. При великих напорах насос потребує меншої привідної потужності у порівнянні із меншим напором і великою подачею. Зливний клапан дозволяє звільнити колону від рідини перед підйомом агрегату із свердловини.

Установки ЕВН розроблені для свердловин із обсадними колонами 146 і 168 мм. У зв’язку з цим насоси виконуються різних типорозмірів звичайного і модульного виконання. Також конструкція заглибного відцентрового насоса може бути звичайною, зносостійкою, а також підвищеної корозійної стійкості. Діаметри і склад вузлів насоса в основному одинакові для всіх виконань.

Досвід експлуатації установок показує, що для їх ефективного використання велике значення має правильний вибір вузлів установки по характеристиці свердловин і створення найбільш вигідних умов для їх роботи. Необхідно врахувати вплив в’язкості пластової рідини і газу на параметри роботи установки, створити найбільш раціональні умови на прийомі насоса, уточнити параметри роботи двигуна, кабелю, труб і при необхідності підібрати їх більш раціональні типорозміри. В цілому порядок вибору вузлів установки ЕВН може бути наступним:

визначити необхідний напір насоса;
враховуючи вплив в’язкості відкачуваної суміші і вільного газу на характеристику насоса, визначити необхідні параметри в умовах перекачування води для вибору типорозміру насоса за заводськими даними;
вибрати декілька типорозмірів установок насосів;
визначити глибину підвішування свердловинного насоса;
уточнити параметри роботи насоса, його типорозмір, визначити потужність двигуна;
перевірити діаметри заглибного агрегату, труб і кабелю.

4 Порядок проведення заняття

4.1 Згідно таблиці 2.1 і варіанту, отриманого у викладача, вибрати вихідні дані.

4.2 Підібрати установку електровідцентрового насоса в такій послідовності:

4.2.1 Визначити густину суміші на ділянці „вибій свердловини – прийом насоса” з врахуванням спрощень:

, кг/м3, (2.1)

де - густина відсепарованої нафти, кг/м3;

- густина пластової води, кг/м3 (=1050 кг/м3);

- густина газу у звичайних умовах, кг/м3 (=1,3 кг/м3);

- газовий фактор, м3/м3;

- обводненість пластової рідини, долі одиниці (= 0,20);

- об’ємний коефіцієнт нафти, долі одиниці,

. (2.2)

4.2.2 Визначити вибійний тиск, при якому забезпечується даний дебіт свердловини:

, МПа, (2.3)

де - пластовий тиск, МПа;

- дебіт свердловини, м3/добу;

- коефіцієнт продуктивності свердловини, м3/(добуі.іМПа);

4.2.3 Визначити глибину розташування динамічного рівня при заданому дебіті продукції пласта:

, м, (2.4)

де - глибина свердловини, м;

- вибійний тиск, Па;

- густину суміші, кг/м3;

- прискорення вільного падіння, м/с2.

4.2.4 Визначити тиск на прийомі насоса, при якому вміст газу на прийомі насоса не перевищує гранично – допустиме значення

, МПа (2.5)

де - гранично допустиме значення газовмісту на прийомі насоса, долі одиниці(.= 0,15);

- тиск насичення, МПа.

4.2.5 Визначити глибину підвішування насоса:

, м, (2.6)

де - глибина розташування динамічного рівня у свердловині, м;

- тиск на прийомі насоса, Па;

- густину суміші, кг/м3.

У випадку коли глибина підвішування насоса визначена з умови неперевищення гранично-допустимого значення вмісту газу на прийомі насоса є більшою за глибину свердловини, необхідно глибину підвішування насоса вибрати з врахуванням глибини свердловини, а нормальну роботу насоса забезпечити шляхом використання газового сепаратора.

4.2.6 Визначити об’ємний коефіцієнт рідини при тиску на прийомі насоса:

, (2.7)

де - об’ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення;

- об’ємна обводненість продукції;

- тиск на прийомі насоса, МПа;

- тиск насичення, МПа.

4.2.7 Визначити дебіт пластової рідини на прийомі насоса:

. (2.8)

4.2.8 Визначити об’ємну кількість вільного газу на прийомі насоса:

, (2.9)

де - газовий фактор, м3/м3.

4.2.9 Об’ємний вміст газу на прийомі насоса:

, (2.10)

- тиск на прийомі насоса, МПа;

- атмосферний тиск, МПа;

- кількість вільного газу на прийомі насоса, м3/м3.

4.2.10 Визначити витрату газу на прийомі насоса:

. (2.11)

4.2.11 Визначити приведену швидкість газу в перерізі обсадної колони на прийомі насоса:

, м/с, (2.12)

де - витрата газу на прийомі насоса, м3/с;

- площа перерізу свердловини на прийомі насоса, м2 (площа кільцевого простору між внутрішньою стінкою експлуатаційної колони і корпусом відцентрового насосу, діаметр якого необхідно попередньо прийняти відповідно до діаметра експлуатаційної колони).

4.2.12 Визначити реальний газовміст на прийомі насоса:

, (2.13)

де - швидкість спливання бульбашок газу, що залежить від обводненості пластової рідини, м/с ( = 0,02 м/с при 0,5 або = 0,16 м/с при 0,5).

4.2.13 Визначити роботу газу на ділянці „вибій – прийом насоса”:

. (2.14)

4.2.14 Визначити роботу газу на ділянці „нагнітання насоса – устя свердловини”:

, (2.15)

де ; (2.16)

. (2.17)

Величини з індексом „буф” відносяться до січення устя свердловини і є „буферними” тиском (тиском на усті свердловини), газовмістом і т.д. Для їх визначення необхідно повторити пункти, в яких визначаються аналогічні величини, а саме починаючи із 4.2.6

4.2.15 Визначити тиск насоса необхідний для підняття продукції пласта і забезпечення при цьому необхідного тиску на усті свердловини:

, (2.18)

де - глибина свердловини, м;

- буферний тиск (тиск на усті свердловини), Па;

- вибійний тиск, Па;

- тиск роботи газу на ділянці „вибій – прийом насоса”, Па;

- тиск роботи газу на ділянці „нагнітання насоса – устя свердловини”, Па.

4.2.16 За величиною подачі насоса на прийомі, необхідного тиску (напору насосу) і внутрішнього діаметра обсадної колони вибрати типорозмір заглибного відцентрового насоса і визначити величини, що характеризують роботу цього насоса в оптимальному режимі (згідно паспортної характеристики отриманої при випробуваннях на воді).

4.2.17 Визначити коефіцієнт зміни подачі насоса при роботі на нафтоводогазовій суміші відносно паспортної характеристики:

, (2.19)

де - ефективна в’язкість суміші, м2/с(=2мм2/с);

- оптимальна подача насоса згідно паспортної характеристики , м3/с.

4.2.18 Визначити коефіцієнт зміни ККД насоса через вплив в’язкості:

. (2.20)

4.2.19 Визначити коефіцієнт сепарації газу на вході в насос:

(2.21)

де fекв - площа перерізу свердловини на прийомі насоса, м2.

- дебіт пластової рідини на прийомі насоса, м3/с.

4.2.20 Визначити відносну подачу пластової рідини на вході в насос:

, (2.22)

де - подача в оптимальному режимі згідно паспортної характеристики, м3/с.

4.2.21 Визначити відносну подачу на вході в насос у відповідній точці паспортної характеристики насоса:

, (2.23)

4.2.22 Визначити газовміст на вході в насос:

, (2.24)

4.2.23 Визначити коефіцієнт зміни напору насоса при роботі на в’язкій рідині:

, (2.25)

4.2.24 Визначити коефіцієнт зміни напору насоса з врахуванням впливу газу:

, (2.26)

де . (2.27)

4.2.25 Визначити напір насоса на воді при оптимальному режимі:

, (2.28)

де - густина води, кг/м3 (кг/м3).

4.2.26 Визначити необхідне число ступеней насосу:

, (2.29)

де - напір однієї ступені вибраного насосу.

Напір однієї ступені вибраного насосу визначається на основі характеристики насоса поданої в методичних вказівках.

Дана характеристика подана для насоса, який містить сто ступеней. Тому для визначення напору однієї ступені необхідно визначити напір при заданій подачі і розділити його на 100.

Число Z округлюється до більшого цілого значення і порівнюємо із стандартним значенням числа ступеней вибраного типорозміру насосу. Якщо розрахункове число ступеней виявляється більшим, ніж вказане в технічній характеристиці на вибраний типорозмір насосу, то необхідно вибрати наступний стандартний типорозмір з більшим числом ступеней і повторити розрахунок починаючи з пункту 4.2.18.

Якщо розрахункове число ступеней виявилось меншим, ніж вказане в технічній характеристиці, але їх різниця складає не більше 5%, вибраний типорозмір насосу залишається для подальшого розрахунку. Якщо стандартне число ступеней перевищує розрахункове на 10%, то необхідно розбирати насос і видалити лишні ступені. Подальший розрахунок ведеться з пункту 4.2.18 для нових значень робочої характеристики.

4.2.27 Визначити ККД насоса з врахуванням впливу в’язкості, вільного газу і режиму роботи:

, (2.30)

де - максимальний ККД насоса згідно паспортної характеристики.

4.2.28 Визначити потужність насоса, Вт:

. (2.31)

4.2.31 Перевірити можливість розміщення вибраного обладнання в експлуатаційній колоні заданого типорозміру.

Зовнішній діаметр двигуна, насоса і підйомних труб вибирають з врахуванням розміщення їх разом з кабелем в експлуатаційній колоні даного діаметру (рисунок 2.2). При цьому мають на увазі, що заглибний насос і безпосередньо приєднані до нього НКТ утворюють жорстку систему і розташування їх у свердловині повинно розглядатися спільно. Для збереження цілісності кабелю і усунення небезпеки прихоплення агрегату обладнання у експлуатаційній колоні повинно розміщатися із зазором рівним 5-10 мм.

Найбільший основний розмір заглибного агрегату рівний різниці між внутрішнім діаметром експлуатаційної колони і допустимим зазором.

Основний діаметр агрегату з врахуванням плоского кабелю:

, (2.32)

де - зовнішній діаметр електродвигуна, мм;

- зовнішній діаметр насоса, мм;

- товщина плоского кабелю, мм;

- товщина металічного поясу, що кріпить кабель до агрегату.

Рисунок 2.2 – Схема розміщення в свердловині заглибного агрегату, НКТ і кабелю

Основний розмір агрегату з врахуванням насосно-компресорних труб і круглого кабелю:

, (2.33)

де - зовнішній діаметр електродвигуна, мм;

- діаметр муфти насосно-компресорної труби, мм;

- діаметр круглого кабелю, мм.

Якщо , що можливе при великому діаметрі насосно-компресорних труб, то вище агрегату слід встановити 100-150 м насосних труб меншого діаметру, при якому .

5 Питання для самоконтролю

5.1 Яке призначення, принцип роботи та область застосування обладнання УЕВН?

5.2 Яке обладнання входить в комплект заглибного насосного агрегату?

5.3 В якому порядку проводиться розрахунок параметрів обладнання установки?

5.4 Опишіть методику вибору і розрахунку параметрів обладнання УЕВН.

6 Перелік посилань

6.1 Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984. -464 с.

6.2 Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983. -342 с.

6.3 Нефтепромысловое оборудование. Справочник. Под редакцией Е.И. Бухаленко. - М.: Недра, 1990. –559с.

6.4 Чичеров Л.Г. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. - М.: Недра, 1987. –416с.

6.5 Довідник з нафтогазової справи / За заг. ред. докторів наук В.С.Бойка, Р.М.Кіндрата, Р.С.Яремійчука. - К.: Львів, 1996. – 620с.

6.6 Беззубов А.В., Шелкалин Ю.В. Насосы для добычи нефти. - М.: Недра, 1986. – 224с.

Таблиця 2.1 – Вихідні дані до практичного заняття

Варіант	Умовний діаметр експлуатаційної колони, мм	Товщина стінки, мм	Глибина свердловини, м	Заданий дебіт свердловини, м3/добу	Пластовий тиск, МПа	Коефіцієнт продуктивності, м3/(добу.МПа)	Густина від -сепарованої нафти, кг/м3	Газовий фактор,м3/м3	Необхідний тиск на усті свердло-вини, МПа
1	168	9	2400	76	15,6	8	860	35	1,2
2	168	10,6	2362	124	16,0	13	850	55	2,0
3	146	10	2400	121	14,0	14,5	855	48	1,8
4	146	10,7	1707	104	17,3	9,5	853	49	1,6
5	146	10,7	2250	221	15,9	25	872	62	1,3
6	168	9	2376	96	16,6	10	843	52	2,0
7	168	9	2250	60	15,9	8,5	851	47	1,7
8	146	10,7	1875	48	15,6	7,3	862	60	1,85
9	168	9	1856	142	14,7	16,3	860	35	1,6
10	168	9	1847	162	15,4	18,8	860	55	1,45
11	146	10	2983	94	21,0	15,1	850	48	1,5
12	146	10,7	1750	81	27,2	6,1	855	49	1,2
13	146	10,7	1600	110	29,0	5,4	853	62	2,0
14	168	10,6	1804	159	23,0	11,1	872	52	1,8
15	146	10,7	1691	85	28,5	4,5	843	47	1,6
16	146	10,7	2200	84	28,3	5,0	851	60	1,3
17	146	10,7	1875	70	28,7	3,6	862	35	2,0
18	146	10	1690	95	24,2	6,8	860	55	1,7
19	168	9	1551	73	26,4	4,7	850	48	1,85
20	168	9	1539	64	27,6	3,2	855	49	1,6
21	146	10,7	1791	50	19,2	3,2	853	62	1,45
22	146	10	1826	45	17,0	4,0	872	52	1,5
23	168	10,6	1558	92	19,7	7,0	843	47	1,2
24	168	9	1830	225	15,9	28,5	851	60	1,9
25	168	10,6	1856	85	16,8	7,0	862	70	2,1

Таблиця 2.2 – Рекомендації для вибору групи установки

Група

установки

Поперечний габарит заглибного агрегату з кабелем, не більше, мм

Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, не менше, мм

5А

112

124

137

121,7

130

144,3

Таблиця 2.3 – Основні технічні параметри кабелів

Кількість та переріз жил(мм2)

Поперечні розміри зростків кабелів, мм

КПБП(плоский)

КПБК(круглий)

3х10

3х16

3х25

25х50

30х64

Таблиця 2.4 – Технічна характеристика електровідцентрових насосів

Насос	Показник	Число модулів-секцій	Число ступеней
	Подача, м3/добу	Напір, м	Потужність, кВт	ККД насоса, %:	загальне	№2(довжина 2 м)	№3(довжина 3 м)	№5(довжина 5 м)	загальне	в модулі-секції
										№2	№3	№5
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ЭЦНМ5-50-1000 ЭЦНМК5-50-1000 ЭЦНМ5-50-1100 ЭЦНМК5-50-1100 ЭЦНМ5-50-1300 ЭЦНМК5-50-1300 ЭЦНМ5-50-1550 ЭЦНМК5-50-1550 ЭЦНМ5-50-1700 ЭЦНМК5-50-1700 ЭЦНМ5-50-2000 ЭЦНМК5-50-2000	50	990 990 1150 1150 1360 1360 1565 1565 1725 1725 1980 1980	13,06 13,06 15,17 15,17 17,94 17,94 20,65 20,65 22,76 22,76 23,13 23,13	43	1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 2 2	- - - - 1 1 - - - - - -	- - 2 2 - - 1 1 3 3 - -	1 1- - 1 1 1 1 - - 2 2	192 192 224 224 264 264 304 304 336 336 384 384	- - - - 72 72 - - - - - -	- - 112 112 - - 112 112 112 112 - -	192 192 - - 192 192 192 192 - - 192 192
ЭЦНМ5-80-900 ЭЦНМК5-80-900 ЭЦНМ5-80-1050 ЭЦНМК5-80-1050 ЭЦНМ5-80-1200 ЭЦНМК5-80-1200 ЭЦНМ5-80-1400 ЭЦНМК5-80-1400 ЭЦНМ5-80-1550 ЭЦНМК5-80-1550 ЭЦНМ5-80-1800 ЭЦНМК5-80-1800 ЭЦНМ5-80-2000 ЭЦНМК5-80-2000	80	900 900 1050 1050 1235 1235 1425 1425 1575 1575 1800 1800 1950 1950	15,86 15,86 18,51 18,51 21,77 21,77 25,12 25,12 27,76 27,76 31,73 31,73 34,37 34,37	51,5	1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 2 2 3 3	- - - - 1 1 - - - - - - - -	- - 2 2 - - 1 1 3 3 - - 2 2	1 1 - - 1 1 1 1 - - 2 2 1 1	196 196 228 228 269 269 310 310 342 342 392 392 424 424	- - - - 73 73 - - - - - - - -	- - 114 114 - - 114 114 114 114 - - 114 114	196 196 - - 196 196 196 196 - - 196 196 196 196

Продовження таблиці – 2.4

ЭЦНМ5-125-750

ЭЦНМК5-125-750

ЭЦНМ5-125-850

ЭЦНМК5-125-850

ЭЦНМ5-125-1000

ЭЦНМК5-125-1000

ЭЦНМ5-125-1200

ЭЦНМК5-125-1200

ЭЦНМ5-125-1300

ЭЦНМК5-125-1300

ЭЦНМ5-125-1500

ЭЦНМК5-125-1500

ЭЦНМ5-125-1600

ЭЦНМК5-125-1600

ЭЦНМ5-125-1800

ЭЦНМК5-125-1800

125

745

860

1025

1175

1290

1490

1605

1770

18,06

20,85

24,85

28,49

31,28

36,13

38,92

42,92

58,5

165

192

227

261

288

330

357

392

165

ЦНМ5-200-650

ЭЦНМ5-200-750

ЭЦНМ5-200-800

ЭЦНМ5-200-950

ЭЦНМ5-200-1000

ЭЦНМ5-200-1100

ЭЦНМ5-200-1200

ЭЦНМ5-200-1300

ЭЦНМ5-200-1400

200

645

740

810

940

1010

1115

1210

1280

1410

29,28

33,59

36,76

42,66

45,84

50,61

54,92

58,10

64,0

180

207

228

262

283

311

338

359

393

131

ЭЦНМ5А-160-800

ЭЦНМК5А-160-800

ЭЦНМ5А-160-950

ЭЦНМК5А-160-950

ЭЦНМ5А-160-1050

ЭЦНМК5А-160-1050

ЭЦНМ5А-160-1250

ЭЦНМК5А-160-1250

ЭЦНМ5А-160-1450

ЭЦНМК5А-160-1450

ЭЦНМ5А-160-1600

ЭЦНМК5А-160-1600

ЭЦНМ5А-160-1750

ЭЦНМК5А-160-1750

160

790

960

1085

1270

1440

1580

1750

23,51

28,57

32,29

37,80

42,86

47,03

52,09

160

186

220

253

279

320

346

160

ЭЦНМ5А-250-800

ЭЦНМК5А-250-800

ЭЦНМ5А-250-900

ЭЦНМК5А-250-900

ЭЦНМ5А-250-1000

ЭЦНМК5А-250-1000

ЭЦНМ5А-250-1100

ЭЦНМК5А-250-1100

ЭЦНМ5А-250-1200

ЭЦНМК5А-250-1200

ЭЦНМ5А-250-1300

ЭЦНМК5А-250-1300

ЭЦНМ5А-250-1400

250

795

885

1000

1090

1185

1295

1385

36,67

40,82

46,13

50,28

54,66

59,73

63,89

61,5

146

162

184

200

218

238

254

Продовження таблиці – 2.4

ЭЦНМК5А-250-1400

ЭЦНМ5А-250-15001

ЭЦНМК5А-250-1500

ЭЦНМ5А-250-1600

ЭЦНМК5А-250-1600

ЭЦНМ5А-250-1700

ЭЦНМК5А-250-1700

ЭЦНМ5А-250-1800

ЭЦНМК5А-250-1800

250

1385

1500

1590

1685

1795

63,89

69,1969,19

73,34

77,72

82,80

61,5

254

276

292

310

330

ЭЦНМ6-250-900

ЭЦНМК6-250-900

ЭЦНМ6-250-1050

ЭЦНМК6-250-1050

ЭЦНМ6-250-1250

ЭЦНМК6-250-1250

ЭЦНМ6-250-1400

ЭЦНМК6-250-1400

ЭЦНМ6-250-1600

ЭЦНМК6-250-1600

ЭЦНМ6-250-1800

ЭЦНМК6-250-1800

250

915

1070

1255

1470

1635

1830

41,2

48,18

56,51

66,16

66,19

73,62

82,4

63,0

147

172

202

233

258

294

147

Таблиця 2.5 – Технічна характеристика електродвигунів

Виконання електродвигуна	Номіналь-на потуж-ність, кВт	Номіналь-на напруга, В	Номіналь-ний струм, А	ККД, %	Коефі-цієнт потуж-ності
нормальне	корозійно-стійке
1	2	3	4	5	6	7
ЭД16-103	ЭДК16-103	16	530	26	80,5	0,83
ЭД22-103	ЭДК22-103	22	700	27
ЭД32-103	ЭДК32-103	32	1000	27,5
ЭД45-103	ЭДК45-103	45	1050	37	79,5	0,84
ЭД32-103В ЭД32-103Н в зборі	ЭДК32-103В ЭДК32-103Н в зборі	31,5 31,5 63	750 750 1500	36,5	80,5	0,83
ЭД45-103В ЭД45-103Н в зборі	ЭДК45-103В ЭДК45-103Н в зборі	45 45 90	1050 1050 2100	37	79,5	0,84
ЭД45-117	ЭДК45-117	45	1000	36	84,5	0,86
ЭД63-117	ЭДК63-117	63	1400	36
ЭД45-117В ЭД45-117Н в зборі	ЭДК45-117В ЭДК45-117Н в зборі	45 45 90	975 975 1950	37
ЭД63-117В ЭД63-117Н в зборі	ЭДК63-117В ЭДК63-117Н в зборі	62,5 62,5 125	975 975 1950	51	84,5	0,86
ЭД90-123	ЭДК90-123	90	2200	32,5	85	0,86

Продовження таблиці – 2.5

1	2	3	4	5	6	7
ЭД90-123В ЭД90-123Н в зборі	ЭДК90-123В ЭДК90-123Н в зборі	90 90 180	1075 1075 2150	66
ЭД83-123В ЭД83-123С ЭД83-123Н в зборі	ЭДК83-123В ЭДК83-123С ЭДК83-123Н в зборі	83,5 83,5 83,5 250	750 750 750 2250	88	85	0,86
ЭД90-130В ЭД90-130Н в зборі	ЭДК90-130В ЭДК90-130Н в зборі	90 90 180	1150 1150 2300	61	85	0,87
ЭД125-130В ЭД125-130Н в зборі	ЭДК125-130В ЭДК125-130Н в зборі	125 125 250	1150 1150 2300	85
ЭД120-130В ЭД120-130С ЭД120-130Н в зборі	ЭДК120-130В ЭДК120-130С ЭДК120-130Н в зборі	120 120 120 360	767 767 767 2300	122,5

Рисунок 2.3 - Характеристика насосів ЭЦНМ5, ЭЦНМК5 на подачу 50 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3.

Кількість ступеней –100.

Рисунок 2.4 - Характеристика насосів ЭЦНМ5, ЭЦНМК5 на подачу 80 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3.

Кількість ступеней –100.

Рисунок 2.5 - Характеристика насосів ЭЦНМ5, ЭЦНМК5 на подачу 125 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3.

Кількість ступеней –100.

Рисунок 2.6 - Характеристика насосів ЭЦНМ5, ЭЦНМК5 на подачу 200 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3.

Кількість ступеней –100.

Рисунок 2.7 - Характеристика насосів ЭЦНМ5А, ЭЦНМК5А на подачу 160 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3. Кількість ступеней –100.

Рисунок 2.8 - Характеристика насосів ЭЦНМ5А, ЭЦНМК5А на подачу 250 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3. Кількість ступеней –100.

Рисунок 2.9 - Характеристика насосів ЭЦНМ6, ЭЦНМК6 на подачу 250 м3/добу на воді густиною 1000 кг/м3.

Кількість ступеней –100.

Практичне заняття № 3

Вибір обладнання для заданих умов експлуатації свердловини з допомогою штангової свердловинної насосної установки

1 Мета заняття

1.1 Набуття навиків вибору обладнання штангових свердловинних насосних установок для заданих умов експлуатації.

1.2 Виконання розрахунків з проектування колон насосних штанг.

1.3 Набуття навиків з визначення статичної міцності колони насосно-компресорних труб.

2 Завдання заняття

2.1 Вибір свердловинного насоса і підбір режимів відкачування.

2.2 Проектування колони насосних штанг.

2.3 Розрахунок колони насосно-компресорних труб на міцність.

2.4 Підбір приводу штангового свердловинного насоса.

3 Основні теоретичні відомості

Більше 80% нафтових свердловин на промислах України експлуатується штанговими свердловинними насосними установками (ШСНУ). В основному це пояснюється їх економічністю, гнучкістю і широкими можливостями застосування даної системи. До основних переваг ШСНУ слід віднести: технічно нескладний і швидкий монтаж; наявність великої гами типорозмірів свердловинних насосів, що дає можливість експлуатувати свердловини в широкому діапазоні дебітів і агресивності пластових флюїдів; можливість адаптації до змінних умов притоку рідини в свердловину за рахунок зміни частоти ходів плунжера, довжини ходу плунжера і ефективної поверхні плунжера свердловинного насоса; невимогливість до технічного обслуговування та інші.

ШСНУ для експлуатації одного пласта складається з приводу, устьового сальника, колони насосних штанг і насосно-компресорних труб (НКТ), а також штангового свердловинного насоса (вставного або невставного). Для закріплення в колоні НКТ вставного свердловинного насоса, який опускається на колоні насосних штанг, застосовується замкова опора. Циліндр невставного насоса опускається в свердловину на колоні НКТ, а плунжер – на колоні насосних штанг.

Призначення приводу штангового насоса – перетворення обертового руху вала електродвигуна у зворотно-поступальний рух точки підвісу штанг. Привід може бути механічним, гідравлічним і пневматичним. На даний час найбільшого поширення набули саме балансирні індивідуальні механічні приводи штангових свердловинних насосів – верстати-качалки (рисунок 3.1). Верстат-качалка комплектується набором змінних шківів для зміни числа коливань. Для швидкої зміни шківів і натягу пасів електродвигун встановлюється на рухомих салазках.

Верстати-качалки випускаються в двох виконаннях: СК (аксіальні) – семи типорозмірів, СКД (дезаксіальні) – шести типорозмірів.

Штангові свердловинні насоси (ШСН) призначені для відкачування із нафтових свердловин рідини обводненістю до 99%, температурою не більше 130оС, вмістимістю сірководню не більше 50 г/л, мінералізованої води не більше 10 г/л.

Свердловинні насоси виготовляються згідно стандарту наступних типів:

НВ1 – вставний з замком наверху насоса;

НВ2 – вставний з замком внизу насоса;

НН – невставний без вловлювача;

НН1 – невставний із захоплювальним штоком;

НН2 – невставний з вловлювачем.

Випускають насоси наступних конструктивних виконань:

за конструкцією циліндра: Б – з товстостінним суцільним (безвтулковим) циліндром; С – з складним (втулковим) циліндром;

за конструктивними особливостями, що визначають функціональне призначення (область застосування):Т – з порожнистим (трубчастим) штоком, який забезпечує підняття рідини по каналу колони трубчастих штанг; А – з щіпним пристроєм (тільки для насосів типу НН), який забезпечує щеплення колони насосних штанг з плунжером насоса; Д1 – одноступінчатий, двоплунжерний, який забезпечує створення гідравлічно-важкого низу; Д2 – двоступінчатий, двоплунжерний, який забезпечує стиснення відкачуваної

1 - верстат-качалка, 2 - фундамент, 3 - підвіска устьового штока, 4 - устьовий шток, 5 – обладнання устя, 6 – планшайба, 7 – муфта штангова, 8 – колона штанг, 9 - колона НКТ, 10 – колона експлуатаційна, 11 – опора замкова, 12 – насос свердловинний.

Рисунок 3.1 – Схема ШСНУ

рідини;

за стійкістю до середовища: без позначення – стійкі до середовища з вмістом механічних домішок до 1,3 г/л; З – стійкі до середовища з вмістом механічних домішок більше 1,3 г/л.

Відповідні типи насосів випускаються і за стандартами Американського нафтового інституту (АНІ). Система позначення штангових свердловинних насосів наведена в таблиці 3.15.

ШСН – гідравлічна машина об’ємного типу, де ущільнення між плунжером і циліндром досягається за рахунок високої точності їх робочих поверхонь і регламентованих зазорів. В залежності від розміру зазору в парі „циліндр – плунжер” випускають насоси п’яти груп посадок.

В залежності від призначення і області застосування ШСН плунжери і пари „сідло – кулька” клапанів випускають різних конструкцій, виконань і з різними видами зміцнення їх робочих поверхонь.

Плунжери насосів випускають в чотирьох виконаннях:

П1Х – з кільцевими канавками, циліндричною розточкою на верхньому кінці і з хромовим покриттям зовнішньої поверхні;

П2Х – теж саме без циліндричної розточки на верхньому кінці;

П1И – з кільцевими канавками, циліндричною розточкою на верхньому кінці і зміцненням зовнішньої поверхні напиленням зносостійкого порошку;

П2И – теж саме без циліндричної розточки на верхньому кінці.

Пари „сідло – кулька” клапанів насосів мають три виконання:

К – з циліндричним сідлом і кулькою із нержавіючої сталі;

КБ – теж саме з сідлом з буртиком;

КИ – з циліндричним сідлом із твердого сплаву і кулькою із нержавіючої сталі.

Тривала і безвідмовна робота насоса можлива тільки при умові правильного вибору типу і конструктивного виконання насоса у відповідності до умов видобутку на кожній конкретній свердловині.

Вибір насоса включає визначення:

- типу насоса (вставний чи невставний), в залежності від умов експлуатації (об’єм відкачуваної рідини, глибина спуску, діаметр НКТ);

- зазору між циліндром і плунжером (в залежності від в’язкості і вмісту механічних домішок у відкачуваній рідині);

- діаметра насоса, довжини циліндра, плунжера, подовжувачів (в залежності від в’язкості відкачуваної рідини, зазору і глибини відбору);

- матеріалів циліндра, плунжера, клапанів ( в залежності від корозійності і абразивності відкачуваної рідини).

При виборі типу ШСН для заданих умов експлуатації необхідно враховувати наступні рекомендації.

Вставні насоси рекомендується застосовувати при експлуатації свердловин великої та середньої глибини (висота підйому рідини більше 1000 м), а також при експлуатації свердловин, в яких для заміни насоса доводиться часто проводити спуско-підйомні роботи. Для заміни вставного насоса не потрібно піднімати із свердловини колону НКТ. Цим самим збільшується термін експлуатації НКТ, скорочується тривалість підземного ремонту свердловини.

Насоси з верхнім розміщенням замкової опори рекомендовано використовувати в свердловинах з:

- середнім і високим вмістом піску;

- середнім вмістом газу з глибиною, що не перевищує 1500 м;

- наявністю сірководню з глибиною, що не перевищує 1500 м;

- наявністю двоокису вуглецю з глибиною до 2000 м.

Використання насосів у свердловинах з глибиною спуску більше 2100 м не рекомендується.

Насоси з нижнім розміщенням замкової опори рекомендовано використовувати в свердловинах з:

- високим дебітом з глибиною, що не перевищує 900 м;

- низьким рівнем відкачуваної рідини з глибиною свердловини 900-2000 м;

- наявністю пластової води при глибині свердловини до 1500 м;

середнім вмістом газу при глибині до 1500 м;
у викривлених свердловинах.

Невставні насоси доцільно використовувати переважно для значних дебітів на свердловинах з невеликою глибиною, коли вставні насоси не забезпечують необхідного відбору рідини.

Перевагою невставних насосів є їх використання із НКТ меншого діаметру, і при цьому забезпечення підйому великих об’ємів пластової рідини завдяки великому умовному діаметру. Застосування труб меншого діаметру сприяє кращому виносу піску завдяки великій швидкості висхідного потоку .

Невставні насоси можуть застосовуватися також при експлуатації свердловин в яких часто забруднюється вибій.

Обмеженість глибини спуску насоса обумовлена гранично максимальним навантаженням на колону НКТ і штанг.

Діаметр НКТ, спущених у свердловину, також накладає певні обмеження при виборі типу і розміру насоса. Рекомендації по вибору типу і розміру насоса в залежності від умовного діаметру НКТ наведені в таблиці 3.3.

Рекомендації по вибору групи посадки в залежності від глибини спуску насоса і в’язкості пластової рідини наведені в таблиці 3.4.

Основним фактором при виборі довжини плунжера насоса є створюваний ним напір. Рекомендації для здійснення даного вибору подані в таблиці 3.5 .

Насосні штанги виконують роль зв’язуючої ланки між наземним індивідуальним приводом і свердловинним насосом. Призначені для передачі зворотно-поступального руху плунжеру насоса.

Насосна штанга -це стальний стержень круглого перерізу діаметром 13-28 мм і довжиною 1000-8000 (9000) мм з висадженими різьбовими кінцями. Різьба штанг – метрична спеціальна (утворена методом накатування).

штанги виготовляються в основному із легованої сталі довжиною 8000 або 9000 мм і вкорочені - 1000, 1200, 1500, 2000, 3000 мм як для некорозійних, так і для корозійних умов експлуатації. Укорочені штанги використовують для регулювання довжини колони з метою нормальної посадки плунжера свердловинного насоса. Вони виготовляються із стали тієї ж марки і піддаються такій же термообробці, що і штанги нормальної довжини.

Штанги піддані різним видам обробки (згідно стандарту), призначені для важчих умов експлуатації та характеризуються більш високими механічними властивостями. При виборі матеріалу штанг і виду термообробки, у залежності від умов експлуатації, можна скористатися інформацією таблиці 3.12.

4 Порядок проведення заняття

4.1 Згідно таблиці 3.1 і варіанту отриманого у викладача вибрати вихідні дані.

4.2 Підібрати свердловинний насос для забезпечення відбору продукції свердловини в заданій кількості. Розрахунок параметрів рекомендовано проводити такій послідовності.

4.2.1 Визначити вибійний тиск, при якому забезпечується відбір пластової рідини:

, МПа, (3.1)

де - пластовий тиск, МПа;

- дебіт свердловини, м3/добу;

- коефіцієнт продуктивності свердловини, м3/(добуі.іМПа);

4.2.2 Визначити глибину динамічного рівня при заданому відбір пластової рідини:

, м, (3.2)

де - глибина свердловини, м;

- вибійний тиск, Па;

- густину продукції свердловини, кг/м3;

- прискорення вільного падіння, м/с2.

4.2.3 Визначити напір, який повинен розвивати насос для підйому продукції на поверхню і забезпечення при цьому необхідного тиску на усті свердловини:

, м (3.3)

де - напір на усті свердловини:

, м, (3.4)

де - буферний тиск (тиск на усті свердловини), Па.

4.2.4 Визначити глибину спуску насоса:

, м, (3.5)

де - глибина спуску насоса під динамічний рівень, яка визначається з умови дотримання рекомендованого тиску на прийомі насоса:

, м, (3.6)

де - рекомендований тиск на прийомі насоса, Па.

4.2.5 На основі значень дебіту свердловини та глибини спуску насоса, користуючись діаграмами області застосування верстатів-качалок, вибрати діаметр насоса, довжину ходу, кількість ходів головки балансира та попередньо типорозмір верстата-качалки.

Спосіб встановлення режиму експлуатації з допомогою діаграми пояснено прикладом наведеним нижче.

Приклад.

Необхідно підібрати верстат-качалку для свердловини з середнім дебітом 25 м3 за добу при глибині спуску насоса 1700 м і визначити режим відкачування для отримання вказаної подачі.

По горизонтальній осі з точки, що відповідає глибині спуску насоса 1700 м (див рисунок 3.6), проводиться перпендикуляр до перетину з горизонтальною прямою, яка відповідає подачі насоса =25м3/добу. Отримана точка а попадає в область застосування верстата-качалки СКД8-3,0-4000, а саме, в рекомендовану область застосування насоса діаметром 32 мм при довжині ходу 3,0 м. Для визначення необхідної кількості ходів головки балансира при заданій рекомендованій довжині ходу, потрібно продовжити вгору перпендикуляр, проведений від горизонтальної осі, до перетину з верхньою границею даної рекомендованої області ( точка б з координатою) і визначити відношення до

. (3.7)

Необхідна кількість ходів рівна

, (3.8)

де - розрахункова кількість ходів головки балансира (вказана на діаграмі), хв-1.

Підбір режиму експлуатації за діаграмою носить попередній характер. В подальшому режим експлуатації уточнюється за даними замірів подачі та динамометрування.

4.2.6 Визначити діаметр шківа, який необхідно встановити на електродвигуні, для забезпечення необхідної кількості ходів.

Для частоти ходів головки балансира можна записати:

, хв-1, (3.9)

де - частота обертання вала електродвигуна, хв-1;

- передавальне відношення редуктора;

- передавальне відношення клинопасової передачі;

- діаметр шківа на редукторі, м;

- діаметр шківа на електородвигуні, м.

З вище наведеного виразу (3.9) можна визначити діаметр шківа, який необхідно встановити на електродвигуні:

, м. (3.10)

Обчислене значення діаметра прирівняти до ближчого стандартного значення для попередньо вибраного верстата-качалки (таблиця 3.2).

4.2.7 Для свердловинного насоса, діаметр якого визначено за діаграмою області застосування, встановити інші його параметри (тип насоса, тип плунжера, необхідну його довжину та групу посадки, матеріали для виготовлення вузлів та деталей насоса). При виборі типу насоса необхідно скористатися рекомендаціями наведеними в пункті 3 даних методичних вказівок та в таблицях 3.3, 3.8-3.10. Виходячи з умов експлуатації та властивостей продукції свердловини вибрати матеріал для виготовлення циліндра, плунжера та клапанів насоса. Також встановити тип плунжера, необхідну довжину плунжера та групу посадки. При цьому скористатися рекомендаціями наведеними в таблицях 3.4 –3.7.

4.3 Спроектувати колону насосних штанг і перевірити її на втомну міцність.

4.3.1 За попередньо визначеною глибиною спуску насоса вибрати конструкцію рівноміцної колони штанг, яка застосовується в компоновці з насосом вибраним попередньо.

Підбір конструкції рівноміцної колони штанг необхідно здійснити за даними таблиці 3.11.

4.3.2 Для перевірки колони насосних штанг на втомну міцність необхідно визначити максимальні та мінімальні навантаження на колону штанг у верхніх перерізах кожної ступені. Для визначення максимального та мінімального навантажень скористатися нижче наведеними спрощеними формулами у відповідності до завдання.

Спрощена формула І.М. Муравйова для визначення максимального навантаження на колону штанг

, (3.11)

де - вага колони штанг на повітрі, Н;

- довжина ходу, м;

- коефіцієнт плавучості штанг;

- гідростатичне навантаження на колону штанг, Н.

Вагу штанг у повітрі визначити за формулою:

, (3.12)

де - маса одного метра штанг і-ї секції, кг/м;

- довжина і-ї секції, м.

- кількість ступеней штанг, які розташовані нижче небезпечного перерізу (верхнього перерізу кожної ступені).

Коефіцієнт плавучості:

, . (3.13)

де - густина матеріалу штанг(=7850 кг/м3),

- густина продукції свердловини,кг/м3.

Гідростатичне навантаження на колону штанг:

. (3.14)

Спрощена формула Дж. С. Слонеджера для визначення максимального навантаження на колону штанг

. (3.15)

Спрощена формула К.Н. Мілса для визначення мінімального навантаження на колону штанг

. (3.16)

Спрощена формула Д.О. Джонсона для визначення мінімального навантаження на колону штанг

. (3.17)

Спрощена формула Н. Дреготеску для визначення мінімального навантаження на колону штанг

. (3.18)

4.3.3 Максимальні та мінімальні напруження в штангах

, (3.19)

де - відповідно максимальне і мінімальне навантаження у небезпечному перерізу, Н;

- площа перерізу штанг, м2.

4.3.4 Приведені напруження в колоні насосних штанг

, (3.20)

де - амплітудні напруження циклу, Па

. (3.21)

4.3.5 За визначеними приведеними напруженнями та властивостями продукції свердловини підібрати матеріал штанг. При цьому скористатися даними таблиці 3.12.

4.4 Провести розрахунок колони насосно-компресорних труб на міцність.

4.4.1 Згідно технічної характеристики попередньо вибраного насоса вибрати діаметр НКТ і їх параметри (товщину стінки, масу погонного метра). Максимальне навантаження, що діє на колону НКТ в екстремальних умовах ( у випадку обриву устьового штока) визначається за формулою:

, (3.22)

де - вага колони НКТ в повітрі, Н

- вага рідини в колоні НКТ, Н

- вага штанг в повітрі, Н

Вагу колони НКТ у повітрі визначити за формулою:

, (3.23)

де - маса одного метра НКТ, кг/м;

- прискорення вільного падіння, м/с2;

- глибина спуску колони НКТ, м.

Вагу рідини в колоні НКТ визначити за формулою:

, (3.24)

де - довжина штангової колони, м;

- глибина спуску насоса під динамічний рівень, м;

- буферний тиск, Па;

- площа внутрішнього перерізу НКТ, м2.

4.4.2 Для перевірки колони труб на міцність скористатись основними залежностями:

для нерівноміцних (гладких) труб

, (3.25)

де - зрушуюче навантаження для різьбового з'єднання гладкої нкт, н;

- коефіцієнт запасу міцності колони НКТ (приймається рівним від 1,3 до 1,5).

для рівноміцних (з висадженими назовні кінцями) труб

(3.26)

де - площа перерізу тіла НКТ, м2;

- границя текучості матеріалу труби, Па.

4.4.3 Користуючись умовою міцності для гладких або рівноміцних труб підібрати групу міцності матеріалу труб, забезпечуючи при цьому необхідний коефіцієнт запасу міцності колони НКТ.

4.5 Підібрати привід ШСНУ.

Найбільш розповсюдженим на даний час є індивідуальний, балансирний, двоплечий привід - верстат-качалка. Попередньо верстат-качалку було підібрано згідно діаграм області застосування. В даному пункті потрібно перевірити правильність даного вибору. Верстат-качалку перевіряють по найбільшому навантаженню, що діє в точці підвішування штанг. Це навантаження можна визначити за формулою:

, (3.27)

де - гідростатичне навантаження на колону штанг, Н;

- вага штанг в рідині, Н

- динамічна складова навантаження.

, (3.28)

де - діаметри відповідно насоса і штанги;

- кутова швидкість обертання кривошипа;

- вага колони штанг в повітрі;

- видовження штанг від дії ваги стовпа рідини.

, (3.29)

де - площа перерізу тіла труб і штанг.

, (3.30)

де - доля ступені, з якої складається колона штанг.

, (3.31)

де - модуль пружності для сталі .

, (3.32)

. (3.33)

Вагу колони штанг в повітрі визначаємо за формулою:

, (3.34)

де - маса 1 м штанг в повітрі, для відповідної ступені.

Обчислене значення найбільшого навантаження, що діє в точці підвішування штанг, не повинно перевищувати значення максимально допустимого навантаження на устьовий шток вибраного верстата-качалки.

5 Питання для самоконтролю

5.1 Які типи ШСН випускаються промисловістю?

5.2 Які існують конструктивні виконання циліндрів і плунжерів ШСН?

5.3 Перелічіть швидкозношувані деталі штангового свердловинного насоса та матеріали для їх виготовлення?

5.4 Як проводиться вибір штангових свердловинних насосів для конкретних умов експлуатації?

6 Перелік посилань

6.1 Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984. -464 с.

6.2 Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983. -342 с.

6.3 Нефтепромысловое оборудование. Справочник. Под редакцией Е.И. Бухаленко. - М.: Недра, 1990. –559с.

6.4 Довідник з нафтогазової справи / За заг. ред. докторів наук В.С.Бойка, Р.М.Кіндрата, Р.С.Яремійчука. - К.: Львів, 1996. – 620с.

6.5 Беззубов А.В., Шелкалин Ю.В. Насосы для добычи нефти. - М.: Недра, 1986. – 224с.

6.6 Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. - М.: Недра, 1987. – 208с.

6.7 Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. – М: ГПУ Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – Ч. 1 – 768 с.

Таблиця 3.1 - Вихідні дані до практичного заняття

Варіанти	Глибина експлуатаційної свердловини, м	Діаметр експлуатаційної колони, мм	Дебіт рідини, м3добу	Густина продукції свердловини, кгм3	Пластовий тиск, МПа	Коефіцієнт продук-тивності, м3/(добу.МПа)	Тиск на усті, МПа	Рекомендований тиск на прийомі насоса, МПа	Наявність Н2S i СО2 в газі, %
1	3108	146	19,0	906	25,3	8	1,4	1,8	0,2
2	1702	146	38,0	983	14,2	13	1,5	1,3	-
3	2928	146	54,0	909	29,3	14,5	1,6	1,5	0,15
4	3083	146	23,0	908	27,0	9,5	1,4	1,4	-
5	3107	146	35,0	978	31,6	25	1,5	1,8	0,3
6	2460	146	0,3	930	24,0	10	1,4	1,6	-
7	2900	146	45,0	903	29,6	8,5	1,6	1,35	0,1
8	2880	146	50,0	929	29,1	7,3	1,5	1,4	-
9	2650	146	57,0	960	29,0	16,3	1,3	1,8	0,35
10	2950	146	1,6	898	24,3	18,8	1,4	1,3	-
11	2530	146	7,5	953	20,6	15,1	1,2	1,4	-
12	3067	146	25,0	900	15,2	6,1	1,5	1,8	0,21
13	2888	146	0,4	945	20,3	5,4	1,3	1,5	-
14	2114	146	7,0	906	17,7	11,1	1,2	1,3	-
15	3096	146	31,6	990	29,6	4,5	1,4	1,6	0,5
16	2424	146	3,1	930	18,0	5,0	1,6	1,4	-
17	2484	146	20	960	27,8	3,6	1,4	1,8	0,1
18	2429	146	110,5	980	12,0	6,8	1,8	1,3	-
19	3000	146	10,5	910	21,7	4,7	1,6	1,4	-
20	2884	146	60,7	950	26,2	3,2	1,5	1,3	0,25
21	2660	146	140,0	960	27,0	3,2	1,4	1,5	-
22	3005	146	68,0	990	26,1	4,0	1,3	1,8	-
23	2044	146	38,4	925	25,3	7,0	1,8	1,4	0,5
24	2959	146	52,9	985	28,4	28,5	1,6	1,3	-
25	2965	146	75,8	911	26,0	7,0	1,4	1,6	0,2

Таблиця 3.2 – Технічні характеристики верстатів качалок

Типорозмір верстата-качалки	Передавальне відношення редуктора	Діаметр шківа редуктора, мм	Діаметри шківа електродвигуна, мм	Частота обертання вала електро- двигуна, хв.-1	Типорозмір верстата-качалки	Передавальне відношення редуктора	Діаметр шківа редуктора, мм	Діаметри шківа електродвигуна, мм	Частота обертання вала електро- двигуна, хв.-1
СК 3-1,2-630	39,868	450	100	1000, 1500	СКД 3-1,5-710	39,868	450	100	1000, 1500
			125					125
			160					160
			180					180
			200					200
СК 5-3-2500	39,924	710	200		СКД 4-2,1-1400	40,35	710	125
			224					160
			250					180
			280					200
								224
СК 6-2,1-2500	39,924	710	315		СКД 6-2,5-2800	39,924	710	200
								224
								250
								280
								315
СК 8-3,5-4000	37,18	900	200		СКД 8-3-4000	37,10	900	200
			224					224
			250					250
			280					280
			200					315
СК 12-2,5-4000	37,18	900	315		СКД 10-3,5-5600	40,315	900	200
								224
								250
								280
								315
СК 8-3,5-5600	41,24	900	200		СКД 12-3,0-5600	40,315	900	200
			224					224
			250					250
			280					280
								315
СК 10-3-5600	41,24	900	315

Таблиця 3.3 – Рекомендації по вибору типу і розміру насоса в залежності від умовного діаметру НКТ

Тип насоса	Умовний діаметр НКТ,мм
	48	60	73	89
	Умовний розмір насоса, мм
Вставний	29	29 32	38 44	57
Невставний	-	32 44	57	70

Таблиця 3.4 – Рекомендації по вибору групи посадки від глибини спуску насоса і в’язкості пластової рідини

Глибина спуску, м	В’язкість, Па.с	Група посадки
до 1000	до 0,025 від 0,025 до 0,1 більше 0,1	2 2-3 3-4
1000-1500	до 0,025 від 0,025 до 0,1 більше 0,1	1-2 2-3 3
більше 1500	до 0,025 від 0,025 до 0,1	1 1-2

Таблиця 3.5 – Рекомендації по вибору довжини плунжера в залежності від створюваного напору

Напір, м	1500	2000	2500
Довжина плунжера, мм	1295	1500	1800

Таблиця 3.6 – Групи посадок насосів в залежності від зазору між плунжером і циліндром

Група посадки

Мінімальний зазор, мм

Максимальний зазор з врахуванням полів допуску циліндра і плунжера, мм

0,025

0,050

0,075

0,100

0,125

0,088

0,113

0,138

0,163

0,188

Таблиця 3.7 – Рекомендації по вибору матеріалів плунжера, циліндра і клапанів для різних умов експлуатації

Середовище

(свердловинні

умови)

Циліндр

Плунжер

Клапан

Вугл.

сталь+

гарт.

Вугл.

сталь+

хром

Лег.

сталь+

азот

Вугл.

сталь+

хром

Вугл.

сталь+

напил

Лег.

сталь+

азот

Нерж.

сталь

Сплав

ко-бальт

Кера-міка

Твердість матеріалу, НRC

61-44

50-53

1.Некорозійне

2.Некорозійне,

але абразивне

3.Сильно актив-не Н2S

4.Те ж + абразив

5.Помірне Н2S

6.Те ж + абразив

7.Сильно актив-не СО2

8.Те ж + абразив

9.Помірне СО2

10.Те ж + абразив

11.Сильно актив-не Н2S+СО2

12.Те ж + абразив

13.Помірне

Н2S+СО2

14.Те ж + абразив

15.Сильно актив-ний солевий розчин

16.Те ж + абразив

17.Помірний солевий розчин

18.Те ж + абразив

19.Кисневміс-тиме середовище

Позначення прийняті в таблиці:

А – матеріал стійкий до даних умов;

В – матеріал зазнає незначної корозії або ерозії, застосування можливе при певних умовах (наприклад, з використанням інгібіторів корозії);

С – корозія або ерозія матеріалу дуже сильна, застосування даного матеріалу недопустиме або дуже обмежене, може бути допустимим тільки з економічних міркувань;

- – даний матеріал не може бути застосований в заданих умовах.

Таблиця 3.8 – Характеристика вставних насосів

Шифр насоса	Умовний розмір насоса	Хід плунжера, мм,	Напір, м	Приєднувальний розмір до штанг, різьба по ГОСТ-13877	Шифр замкової опори	Габарити, мм	Маса, кг
						Діаметр	Довжина
НВ1Б 29-18-15	29	1800	1500	Ш-19	ОМ-60 або НМ-60	48,2	4300	33,0
НВ1Б 29-18-25		1800	2500				5000	38,0
НВ1Б 29-25-15		2500	1500				5000	36,2
НВ1Б 29-25-25		2500	2500				5700	41,3
НВ1Б 29-30-15		3000	1500				5500	39,3
НВ1Б 29-30-25		3000	2500				6200	44,4
НВ1Б 32-12-15	32	1200	1500				3750	29,0
НВ1Б 32-18-22		1800	2200				5150	34,5
НВ1Б 32-25-15		2500	1500				4900	33,5
НВ1Б 32-30-15		3000	1500				5500	37,5
НВ1Б 32-30-22		3000	2200				6150	52,0
НВ2Б 32-30-22	32	3000	2200				6150	52,0
НВ1Б 38-12-15	38	1200	1500	Ш-19	ОМ-73 або НМ-73	59,7	4100	46,0
НВ1Б 38-18-15		1800	1500				4400	51,0
НВ1Б 38-18-20		1800	2000				4700	53,5
НВ1Б 38-25-15		2500	1500				5000	56,5
НВ1Б 38-25-20		2500	2000				5300	59,5
НВ1Б 38-30-15		3000	1500				5600	60,0
НВ1Б 38-30-20		3000	2000				6050	63,0
НВ1Б 38-35-15		3500	1500				5950	63,0
НВ1Б 38-35-20		3500	2000				6650	66,0
НВ1Б 44-12-15	44	1200	1500	Ш-19	ОМ-73 або НМ-73	59,7	3500	50,0
НВ1Б 44-18-15		1800	1500				4100	55,0
НВ1Б 44-25-15		2500	1500				5000	61,5
НВ1Б 44-30-15		3000	1500				5600	65,0
НВ1Б 44-35-15		3500	1500				5900	69,5
НВ2Б 44-35-20	44	3500	2000			59,7	6600	78,0
НВ1Б 57-18-15	57	1500	1500	Ш-22	ОМ-89 або НМ-89	72,9	4200	77,0
НВ1Б 57-25-15		2500	1500				5100	86,5
НВ1Б 57-30-15		3000	1500				5700	90,0
НВ1Б 57-35-15		3500	1500				6000	94,0
НВ2Б 57-30-20	57	3000	2000	Ш-22	ОМ-89 або НМ-89	72,9	5950	93,5
НВ2Б 57-35-20		3500	2000				6350	97,5

Таблиця 3.9 – Характеристика невставних насосів

Шифр насоса	Умовний розмір насоса	Хід Плунжера, мм,	Напір, м	Приєднуваль-ний розмір	Габарити, мм	Маса, кг
				до штанг різьба по ГОСТ-13877	до НКТ різьба По ГОСТ-633	Діаметр	Довжина
НН2Б 32-30-12	32	3000	1200	Ш-19	60	73	5300	42,0
НН2Б 44-12-15	44	1200	1500	Ш-19	60	73	3700	40,0
НН2Б 44-18-15		1800	1500				4300	55,0
НН2Б 44-25-15		2500	1500				4900	60,0
НН2Б 44-30-15		3000	1500				5500	65,0
НН2Б 44-35-15		3500	1500				6100	70,0
НН2Б 57-12-15	57	1200	1500	Ш-19	73	89	3750	67,0
НН2Б 57-18-15		1800	1500				4350	73,0
НН2Б 57-25-15		2500	1500				4950	79,0
НН2Б 57-30-15		3000	1500				5550	85,0
НН2Б 57-35-15		3500	1500				5850	91,0
НН2Б 70-30-12	70	3000	1500	Ш-22	89	108	5500	115

Таблиця 3.10 – Система позначення штангових свердловинних насосів згідно стандарту АНІ

Типи насосів	Металічний плунжер	Плунжер з м’яким ущільненням
	Циліндр	Циліндр. втулки	Циліндр
	тонко-стінний	товсто-стінний		тонко-стінний	товсто-стінний
Вставні насоси нерухомий робочий циліндр, верхнє кріплення нерухомий робочий циліндр, нижнє кріплення нерухомий плунжер, нижнє кріплення	RWA RWB RWT	RHA RHB RHT	RLA RLB RLT	RSA RSB RTT	- - -
Невставні (трубні)насоси	-	ТН	TL	-	TP

Таблиця 3.11 – Рекомендації по вибору конструкції колон насосних штанг

Верстат-качалка СК3-1,2-630 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =0,6 м
	1160	1070	950	830	635	440
Конструкція колони штанг	16-0,70 19-0,30	16-0,66 19-0,34	16-0,62 19-0,38	16-0,58 19-0,42	16-0,42 19-0,58	16-0,44 19-0,56
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =0,75 м
	1130	1040	920	810	620	430
Конструкція колони штанг	16-0,70 19-0,30	16-0,66 19-0,34	16-0,62 19-0,38	16-0,58 19-0,42	16-0,42 19-0,58	16-0,44 19-0,56
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =0,9 м
	1100	1020	900	790	600	420
Конструкція колони штанг	16-0,70 19-0,30	16-0,66 19-0,34	16-0,62 19-0,38	16-0,58 19-0,42	16-0,42 19-0,58	16-0,44 19-0,56
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,05 м
	1070	980	870	770	570	410
Конструкція колони штанг	16-0,70 19-0,30	16-0,66 19-0,34	16-0,62 19-0,38	16-0,58 19-0,42	16-0,42 19-0,58	16-0,44 19-0,56
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,2 м
	1050	950	840	740	570	400
Конструкція колони штанг	16-0,70 19-0,30	16-0,66 19-0,34	16-0,62 19-0,38	16-0,58 19-0,42	16-0,42 19-0,58	16-0,44 19-0,56
Верстат-качалка СК5-3,0-2500 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,3 м
	1490	1400	1270	1130	900	700
Конструкція колони штанг	19-0,74 22-0,26	19-0,72 22-0,28	19-0,70 22-0,30	19-0,67 22-0,33	19-0,57 22-0,43	19-0,44 22-0,56
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,8 м
	1410	1320	1195	1065	850	665
Конструкція колони штанг	19-0,74 22-0,26	19-0,72 22-0,28	19-0,70 22-0,30	19-0,67 22-0,33	19-0,57 22-0,43	19-0,44 22-0,56

Продовження таблиці 3.11

Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,1 м
	1370	1280	1160	1040	830	645
Конструкція колони штанг	19-0,74 22-0,26	19-0,72 22-0,28	19-0,70 22-0,30	19-0,67 22-0,33	19-0,57 22-0,43	19-0,44 22-0,56
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,5 м
	1310	1230	1120	1000	800	610
Конструкція колони штанг	19-0,74 22-0,26	19-0,72 22-0,28	19-0,70 22-0,30	19-0,67 22-0,33	19-0,57 22-0,43	19-0,44 22-0,56
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =3,0 м
	1255	1160	1005	870	700	550
Конструкція колони штанг	19-0,74 22-0,26	19-0,72 22-0,28	19-0,70 22-0,30	19-0,67 22-0,33	19-0,57 22-0,43	19-0,44 22-0,56
Верстат-качалка СК6-2,1-2500 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =0,9 м
	1895	1715	1445	1300	1030	870
Конструкція колони штанг	19-0,74 22-0,26	19-0,72 22-0,28	19-0,70 22-0,30	19-0,67 22-0,33	19-0,57 22-0,43	19-0,44 22-0,56
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,2 м
	1800	1690	1550	1380	1095	845
Конструкція колони штанг	19-0,74 22-0,26	19-0,72 22-0,28	19-0,70 22-0,30	19-0,67 22-0,33	19-0,57 22-0,43	19-0,44 22-0,56
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,5 м
	1720	1620	1475	1310	1045	807
Конструкція колони штанг	19-0,74 22-0,26	19-0,72 22-0,28	19-0,70 22-0,30	19-0,67 22-0,33	19-0,57 22-0,43	19-0,44 22-0,56
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,8 м
	1655	1555	1410	1260	1000	775
Конструкція колони штанг	19-0,74 22-0,26	19-0,72 22-0,28	19-0,70 22-0,30	19-0,67 22-0,33	19-0,57 22-0,43	19-0,44 22-0,56
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,1 м
	1600	1500	1360	1200	910	670
Конструкція колони штанг	19-0,74 22-0,26	19-0,72 22-0,28	19-0,70 22-0,30	19-0,67 22-0,33	19-0,57 22-0,43	19-0,44 22-0,56

Продовження таблиці 3.11

Верстат-качалка СК8-3,5-4000 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,8 м
	2305	2235	1960	1750	1370	985
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,1 м
	2230	2165	1895	1690	1330	955
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,5 м
	2150	2075	1825	1620	1230	845
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =3,0 м
	2055	1905	1530	1290	965	695
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =3,5 м
	1610	1430	1240	1060	825	595
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Верстат-качалка СК8-3,5-5600 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,8 м
	2305	2235	1960	1750	1370	985
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42

Продовження таблиці 3.11

Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,1 м
	2230	2165	1895	1690	1330	955
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,5 м
	2150	2075	1825	1620	1275	920
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =3,0 м
	2055	1980	1740	1555	1220	885
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =3,5 м
	1970	1900	1670	1445	1075	815
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Верстат-качалка СК10-3,0-5600 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,5 м
	2610	2290	1950	1750	1400	1240
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,8 м
	2880	2510	2130	1920	1540	1285
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,1 м
	2800	2740	2300	2070	1660	1220
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42

Продовження таблиці 3.11

Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,5 м
	2700	2550	2320	2070	1630	1185
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =3,0 м
	2590	2450	2290	2000	1380	930
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Верстат-качалка СК12-2,5-4000 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,2 м
	2340	2050	1740	1560	1250	1110
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,5 м
	2600	2300	1950	1750	1400	1250
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,8 м
	2900	2500	2130	1920	1530	1360
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,1 м
	3150	2750	2300	2050	1650	1060
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,5 м
	3410	2990	2600	2260	1210	840
Конструкція колони штанг	19-0,59 22-0,22 25-0,19	19-0,57 22-0,23 25-0,20	19-0,51 22-0,26 25-0,23	19-0,47 22-0,28 25-0,25	19-0,31 22-0,37 25-0,32	22-0,58 25-0,42

Продовження таблиці 3.11

Верстат-качалка СКД2-0,6-250 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =0,3 м
	860	800	705	620	475
Конструкція колони штанг	16 мм	16 мм	16 мм	16 мм	16 мм
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =0,45 м
	827	765	675	590	455
Конструкція колони штанг	16 мм	16 мм	16 мм	16 мм	16 мм
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =0,6 м
	800	740	655	573	440
Конструкція колони штанг	16 мм	16 мм	16 мм	16 мм	16 мм
Верстат-качалка СКД3-1,5-710 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =0,75 м
	1205	1115	895	775	585	440
Конструкція колони штанг	16 мм	16 мм	16-0,54 19-0,46	16-0,44 19-0,56	16-0,22 19-0,78	19 мм
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =0,9 м
	1170	1085	870	755	570	425
Конструкція колони штанг	16 мм	16 мм	16-0,54 19-0,46	16-0,44 19-0,56	16-0,22 19-0,78	19 мм
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,1 м
	1100	1015	820	700	510	360
Конструкція колони штанг	16 мм	16 мм	16-0,54 19-0,46	16-0,44 19-0,56	16-0,22 19-0,78	19 мм
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,3 м
	1170	1085	870	755	570	425
Конструкція колони штанг	16 мм	16 мм	16-0,54 19-0,46	16-0,44 19-0,56	16-0,22 19-0,78	19 мм

Продовження таблиці 3.11

Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,5 м
	1020	905	725	600	435	315
Конструкція колони штанг	16 мм	16 мм	16-0,54 19-0,46	16-0,44 19-0,56	16-0,22 19-0,78	19 мм
Верстат-качалка СКД4-2,1-1400 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =0,7 м
	1535	1350	1150	1030	815	605
Конструкція колони штанг	16-0,65 19-0,35	16-0,61 19-0,39	16-0,54 19-0,46	16-0,44 19-0,56	16-0,22 19-0,78	19 мм
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,0 м
	1450	1340	1180	1020	765	570
Конструкція колони штанг	16-0,65 19-0,35	16-0,61 19-0,39	16-0,54 19-0,46	16-0,44 19-0,56	16-0,22 19-0,78	19 мм
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,3 м
	1370	1260	1110	960	725	540
Конструкція колони штанг	16-0,65 19-0,35	16-0,61 19-0,39	16-0,54 19-0,46	16-0,44 19-0,56	16-0,22 19-0,78	19 мм
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,6 м
	1335	1230	1080	935	705	530
Конструкція колони штанг	16-0,65 19-0,35	16-0,61 19-0,39	16-0,54 19-0,46	16-0,44 19-0,56	16-0,22 19-0,78	19 мм
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,1 м
	1265	1125	920	780	565	410
Конструкція колони штанг	16-0,65 19-0,35	16-0,61 19-0,39	16-0,54 19-0,46	16-0,44 19-0,56	16-0,22 19-0,78	19 мм
Верстат-качалка СКД6-2,5-2800 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =0,9 м
	1810	1675	1370	1145	1065	750
Конструкція колони штанг	16-0,5 19-0,28 22-0,22	16-0,44 19-0,31 22-0,25	16-0,36 19-0,35 22-0,29	16-0,24 19-0,42 22-0,34	19-0,54 22-0,46	22-0,53 25-0,47

Продовження таблиці 3.11

Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,2 м
	2065	1720	1565	1420	1060	720
Конструкція колони штанг	16-0,5 19-0,28 22-0,22	16-0,44 19-0,31 22-0,25	16-0,36 19-0,35 22-0,29	16-0,24 19-0,42 22-0,34	19-0,54 22-0,46	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,6 м
	1970	1625	1895	1370	1000	685
Конструкція колони штанг	16-0,5 19-0,28 22-0,22	16-0,44 19-0,31 22-0,25	16-0,36 19-0,35 22-0,29	16-0,24 19-0,42 22-0,34	19-0,54 22-0,46	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,0 м
	1880	1555	1515	1305	950	655
Конструкція колони штанг	16-0,5 19-0,28 22-0,22	16-0,44 19-0,31 22-0,25	16-0,36 19-0,35 22-0,29	16-0,24 19-0,42 22-0,34	19-0,54 22-0,46	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,5 м
	1805	1490	1455	1250	855	610
Конструкція колони штанг	16-0,5 19-0,28 22-0,22	16-0,44 19-0,31 22-0,25	16-0,36 19-0,35 22-0,29	16-0,24 19-0,42 22-0,34	19-0,54 22-0,46	22-0,53 25-0,47
Верстат-качалка СКД8-3-4000 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,2 м
	2230	2050	1740	1410	1320	1065
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,49 22-0,27 25-0,24	22-0,27 25-0,73	19-0,25 22-0,4 25-0,35	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,6 м
	2185	2065	1865	1600	1345	975
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,49 22-0,27 25-0,24	19-0,25 22-0,4 25-0,35	22-0,27 25-0,73	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,0 м
	2100	1980	1785	1480	1290	935
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,49 22-0,27 25-0,24	19-0,25 22-0,4 25-0,35	22-0,27 25-0,73	22-0,53 25-0,47

Продовження таблиці 3.11

Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,5 м
	2025	1905	1720	1240	1185	900
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,49 22-0,27 25-0,24	22-0,27 25-0,73	19-0,25 22-0,4 25-0,35	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =3,0 м
	1950	1845	1660	1175	980	750
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,49 22-0,27 25-0,24	22-0,27 25-0,73	19-0,25 22-0,4 25-0,35	22-0,53 25-0,47
Верстат-качалка СКД10-3,5-5600 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,6 м
	2690	2365	2015	1745	1525	1235
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,48 22-0,27 25-0,25	22-0,28 25-0,72	19-0,24 22-0,40 25-0,36	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,0 м
	2745	2605	2250	1670	1610	1315
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,48 22-0,27 25-0,25	22-0,28 25-0,72	19-0,24 22-0,40 25-0,36	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,4 м
	2640	2500	2250	1610	1545	1265
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,48 22-0,27 25-0,25	22-0,28 25-0,72	19-0,24 22-0,40 25-0,36	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,8 м
	2560	2415	2170	1555	1500	1210
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,48 22-0,27 25-0,25	22-0,28 25-0,72	19-0,24 22-0,40 25-0,36	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =3,5 м
	2445	2305	2040	1390	1195	915
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,48 22-0,27 25-0,25	22-0,28 25-0,72	19-0,24 22-0,40 25-0,36	22-0,53 25-0,47

Продовження таблиці 3.11

Верстат-качалка СКД12-3-5600 при хв-1
Параметри	Діаметр насоса мм
	29	32	38	44	57	70
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,2 м
	2330	2050	1745	1730	1320	1120
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,48 22-0,27 25-0,25	22-0,28 25-0,72	19-0,24 22-0,40 25-0,36	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =1,6 м
	2690	2365	2010	2000	1735	1290
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,48 22-0,27 25-0,25	22-0,28 25-0,72	19-0,24 22-0,40 25-0,36	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,0 м
	3020	2665	2265	2080	1953	1454
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,48 22-0,27 25-0,25	22-0,28 25-0,72	19-0,24 22-0,40 25-0,36	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =2,5м
	3300	2950	2510	1990	2160	1445
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,48 22-0,27 25-0,25	22-0,28 25-0,72	19-0,24 22-0,40 25-0,36	22-0,53 25-0,47
Глибина спуску насоса Н, м	Довжина ходу =3,0 м
	3160	2990	2690	1810	1380	1030
Конструкція колони штанг	19-0,58 22-0,22 25-0,20	19-0,55 22-0,24 25-0,21	19-0,48 22-0,27 25-0,25	22-0,28 25-0,72	19-0,24 22-0,40 25-0,36	22-0,53 25-0,47

Таблиця 3.12 – Область застосування насосних штанг

Марка сталі

Умови експлуатації

з врахуванням корозійної активності продукції свердловини

Діаметр свердловин-них насосів, мм

Допустимі приведені напруження в штангах (не більше), МПа

Сталь 40

20Н2М

30ХМА

15Н3МА

15Х2НМФ

15Х2ГМФ

14Х3ГМЮ

Некорозійні умови

Корозійні умови( з Н2S)

Некорозійні умови

Корозійні умови(без Н2S)

Некорозійні умови

Корозійні умови

Некорозійні умови

Корозійні умови

Некорозійні умови

Корозійні умови( з Н2S)

Некорозійні умови

Корозійні умови(без Н2S)

Некорозійні умови

Корозійні умови(без Н2S)

Некорозійні умови

Корозійні умови( з Н2S)

29-95

29-44

57-95

29-95

29-44

57-95

29-95

57-95

29-95

29-44

57-95

29-95

120

100

130

110

100

130

110

170

150

120

100

Таблиця 3.13 - Механічні властивості сталей НКТ, кн.

Позначення

Група міцності

Границя міцності , МПа

Границя текучості , МПа

655

380

687

491

690

552

758

654

862

758

1000

980

Таблиця 3.14 - Зрушуючі навантаження для гладких НКТ, кН

Умовний діаметр, мм

Товщина стінки, мм

Група міцності

102

4,0

5,0

5,5

7,0

6,5

117

204

289

395

437

450

154

268

380

519

575

592

173

302

427

584

614

665

205

358

506

692

766

788

238

415

587

803

887

913

292

508

720

985

1089

1121

Умовний діаметр, мм

Товщина стінки, мм

Маса 1м труби з муфтою (при довжині 8м), кг

Труби гладкі(нерівноміцні)

102

4,0

5,0

5,5

7,0

6,5

4,45

7,00

9,16

11,68

13,67

15,78

Труби з висадженими на зовні кінцями(рівноміцні)

102

4,0

5,0

5,5

7,0

6,5

8,0

6,5

4,59

7,20

9,73

11,96

14,09

16,83

16,14

Таблиця 3.15 – Характеристика НКТ

Таблиця 3.16 - Маса насосних штанг по ГОСТ 13877-96

Штанги	ШН 16	ШН 19	ШН 22	ШН 25
Маса штанги при довжині 8000мм, кг	12,9	18,29	24,50	31,65

Таблиця 3.17 – Маса насосно-компресорних труб по ГОСТ 633-80

Умовний діаметр (товщина стінки) НКТ, мм	60(5)	73(5,5)	73(7)	89(6,5)	102(6,5)
Маса 1 м труби з муфтою (при довжині 8 м), кг	7,0	9,46	11,69	13,67	15,76

Рисунок 3.2 - Діаграма області застосування верстата –качалки СКД2-0,6-250

(при кількості ходів 15 за хвилину,