ГОСТ Р 51896-2002 Насосы скважинные штанговые Общие технические требования

ГОСТ Р 51896-2002

НАСОСЫ СКВАЖИННЫЕ ШТАНГОВЫЕ

Общие технические требования

ГОССТАНДАРТ РОССИИ

Москва

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Автономной некоммерческой организацией по сертификации, экспертизе и подготовке специалистов в нефтегазовом комплексе «Технонефтегаз», Российским Государственным Университетом нефти и газа им. И.М. Губкина

2 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 30 мая 2002 г., № 222-ст

3 Стандарт гармонизирован с API Spec 11AX Американского нефтяного института на насосы штанговые погружные в части конструкции, типов и исполнения самих насосов и их основных узлов, диаметров насосно-компрессорных труб, условных диаметров скважинных насосов, точности изготовления цилиндров и плунжеров, групп материалов для изготовления узлов скважинных насосов в зависимости от условий эксплуатации

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

ГОСТ Р 51896-2002

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Дата введения 2003-07-01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на скважинные штанговые насосы (далее — насосы) возвратно-поступательного действия, предназначенные для добычи нефти из скважин при обводненности продукции скважин до 99 %, температуре до 403 К (130 °С), содержании механических примесей до 1,3 г/л, содержании H₂S и СО₂ до 200 мг/л, минерализации воды до 200 мг/л и водородном показателе рН 4,0 — 8,0.

Насосы следует применять для эксплуатации скважин в умеренном и холодном климатических районах по ГОСТ 16350. Категория изделий — 5 по ГОСТ 15150.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.304-81 Единая система конструкторской документации. Шрифты чертежные

ГОСТ 2.601-95 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ 9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 9.301-86 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия металлические и неметаллические неорганические. Общие требования

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.002-75 Система стандартов безопасности труда. Процессы производственные. Общие требования безопасности

ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия

ГОСТ 2991-85 Ящики дощатые неразборные для грузов массой до 500 кг. Общие технические условия

ГОСТ 6357-81 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба трубная цилиндрическая

ГОСТ 9150-81 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Профиль

ГОСТ 12969-67 Таблички для машин и приборов. Технические требования

ГОСТ 12971-67 Таблички прямоугольные для машин и приборов. Размеры

ГОСТ 13877-96 Штанги насосные и муфты к ним. Технические условия

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей

ГОСТ 20799-88 Масла индустриальные. Технические условия

ГОСТ 23170-78 Упаковка для изделий машиностроения. Общие требования

ГОСТ 24643-81 Основные нормы взаимозаменяемости. Допуски формы и расположения поверхностей. Числовые значения

3 Определения

В настоящем стандарте применяют следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 скважинный штанговый насос: Насос объемного типа, приводимый в действие с помощью колонны насосных штанг, передающих возвратно-поступательное движение от привода, и предназначенный для откачки пластовой жидкости.

3.2 колонна насосных штанг: Составной или непрерывный стержень, соединяющий наземный привод с плунжером скважинного насоса.

3.3 цилиндр насоса: Составной или монолитный цилиндр, в котором размещен и перемещается рабочий орган возвратно-поступательного насоса — плунжер или поршень.

3.4 рабочий орган насоса: Плунжер или поршень штангового насоса, обеспечивающий работу возвратно-поступательного насоса. Рабочий орган соединен с помощью штока с колонной насосных штанг. Рабочий орган может быть проходным или глухим.

3.5 шток насоса: Сплошной или полый стержень, служащий для соединения колонны штанг с плунжером насоса; входит в состав насоса или колонны штанг. В верхней части он соединен с колонной штанг, а в нижней — с плунжером насоса.

3.6 переводник: Концевая деталь, с помощью которой насос соединяется с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) (верхний переводник) или с удлинителем (нижний или верхний переводник), а также с помощью которой соединяются цилиндры или плунжеры дифференциальных насосов.

3.7 удлинитель насоса: Патрубок, соединяющий цилиндр с переводниками и/или клапанными узлами насоса.

3.8 клапанные узлы: Узлы, обеспечивающие циклы всасывания и нагнетания скважинного штангового насоса. Клапаны могут быть одинарными или сдвоенными (расположенными последовательно).

3.9 замковая опора или якорь: Узел (или совокупность узлов), обеспечивающий фиксацию штангового насоса в колонне НКТ или обсадной колонне.

3.10 уплотнение насоса: Узел (или совокупность узлов), обеспечивающий разобщение зоны всасывания и нагнетания вставных штанговых насосов.

3.11 вставной насос: Скважинный штанговый насос, цилиндр которого спускается в скважину и извлекается из скважины на колонне насосных штанг.

3.12 невставной (трубный) насос: Скважинный штанговый насос, цилиндр которого спускается в скважину и извлекается из скважины на колонне насосно-компрессорных труб.

3.13 автосцеп: Узел (или совокупность узлов), обеспечивающий автоматическое соединение штока насоса и колонны штанг в скважине.

3.14 сливное устройство: Узел (или совокупность узлов), обеспечивающий автоматический слив пластовой жидкости из полости насоса или колонны насосно-компрессорных труб при подъеме штанг и/или плунжера из скважины.

4 Конструкция, основные параметры и размеры насосов

4.1 Типы насосов и обозначения конструкций должны соответствовать таблице .

Таблица 1 — Спецификация базовых типов насосов

Насосы обозначают следующим образом:

Примеры условных обозначений насосов

Вставной насос с верхним расположением замковой опоры (якоря) гидравлического типа, дифференциальный для откачки сильно газированной жидкости с тонкостенным цилиндром и условными диаметрами цилиндров насоса 44 и 32 мм, длиной хода плунжера 3500 мм, длиной плунжеров по 1200 мм, второй группы посадки, износостойкого исполнения для работы с колонной НКТ условным диаметром 73 мм:

для экспорта:                                        73—НВ1Д2Т—Г—44/32—35—12—2—И

                                                                25—НВ1Д2Т—Г—175/125—144—48—2—И.

Невставной (трубный) насос с ловителем всасывающего клапана, толстостенным цилиндром, манжетным уплотнением плунжерной пары, условным диаметром 32 мм, длиной хода плунжера 3000 мм, длиной плунжера 1500 мм, коррозионно-стойкого исполнения для работы с колонной НКТ условным диаметром 60 мм:

для экспорта:                                               60—НН2Бм—32—30—15—К

                                                                       20—НН2Бм —125—120—60—К.

При заказе насосов необходимы уточнения конструкции в части:

— материала и исполнения цилиндров;

— материала и исполнения плунжера;

— материала и исполнения клапанов;

— использования одинарных или сдвоенных клапанов.

4.2 Исполнение элементов насосов типа НВ1С — насосы вставные с верхним расположением опоры и втулочным цилиндром (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1 — замок и уплотнение насоса; 2 — шток; 3 — упор; 4 — цилиндр; 5 — контргайка; 6 — переводник плунжера; 7 — плунжер; 8 — нагнетательный клапан; 9 — всасывающий клапан; 10 — переводник насоса

Рисунок 1 — Схема насоса типа НВ1С

4.3 Исполнение элементов насосов типа НВ1Б — насосы вставные с верхним расположением опоры и толстостенным цилиндром (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1 — замок и уплотнение насоса; 2 — шток; 3 — упор; 4 — контргайка; 5 — переводник плунжера; 6 — цилиндр; 7 — плунжер; 8 — нагнетательный клапан; 9 — всасывающий клапан; 10 — переводник насоса

Рисунок 2 — Схема насоса типа НВ1Б

4.4 Исполнение элементов насосов типа НВ2С — насосы вставные с нижним расположением опоры и втулочным цилиндром (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1 — защитный клапан; 2 — упор; 3 — шток; 4 — цилиндр; 5 — контргайка; 6 — переводник плунжера; 7 — плунжер; 8 — нагнетательный клапан; 9 — всасывающий клапан; 10 — замковая опора; 11 — переводник насоса

Рисунок 3 — Схема насоса типа НВ2С

4.5 Исполнение элементов насосов типа НВ2Б — насосы вставные с нижним расположением опоры и толстостенным цилиндром (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1 — защитный клапан; 2 — упор; 3 — шток; 4 — контргайка; 5 — цилиндр; 6 — переводник плунжера; 7 — плунжер; 8 — замковая опора; 9 — всасывающий клапан; 10 — упорный ниппель с конусом; 11 — переводник насоса

Рисунок 4 — Схема насоса типа НВ2Б

4.6 Исполнение элементов насосов типа НВ2Ц — насосы вставные с нижним расположением опоры и подвижным толстостенным цилиндром (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1 — шток; 2 — нагнетательный клапан; 3 — цилиндр; 4 — всасывающий клапан; 5 — плунжер; 6 — патрубок-удлинитель; 7 — упорный ниппель с конусом; 8 — насосно-компрессорная труба с замковой опорой

Рисунок 5 — Схема насоса типа НВ2Ц

4.7 Исполнение элементов насосов типа НВ1БД1 — насосы вставные с верхним расположением опоры и дифференциальным цилиндром для откачки высоковязкой жидкости (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1 — шток; 2 — замок; 3 — упор; 4 — переводник плунжера; 5 — цилиндр разделителя; 6 — плунжер разделителя; 7 — полый шток; 8 — цилиндр насоса; 9 — клапанный блок; 10 — плунжер насоса; 11 — переводник насоса

Рисунок 6 — Схема насоса типа НВ1БД1

4.8 Исполнение элементов насосов типа НВ1БД2 — насосы вставные с верхним расположением опоры и дифференциальным цилиндром для откачки высокогазированной жидкости (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1 — шток; 2 — замок; 3 — упор; 4 — переводник плунжера; 5 — цилиндр верхнего насоса; 6 — плунжер верхнего насоса; 7 — полный шток; 8 — цилиндр нижнего насоса; 9 — клапанный блок; 10 — плунжер нижнего насоса; 11 — всасывающий клапан; 12 — переводник насоса

Рисунок 7 — Схема насоса типа НВ1БД2

4.9 Исполнение элементов насосов типа НН1С — насосы невставные с втулочным цилиндром, захватным штоком всасывающего клапана и расположением нагнетательного клапана в верхней части проходного плунжера (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1 — цилиндр; 2 — шток; 3 — нагнетательный клапан; 4 — захватный шток; 5 — плунжер; 6 — наконечник плунжера; 7 — всасывающий клапан; 8 — седло конуса; опора всасывающего клапана; 9 — верхний переводник; 10 — нижний переводник

Рисунок 8 — Схема насоса типа НН1С

4.10 Исполнение элементов насосов типа НН2С — насосы невставные с втулочным цилиндром, ловителем всасывающего клапана и нагнетательным клапаном в нижней части проходного плунжера (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1 — цилиндр; 2 — шток; 3 — переводник плунжера; 4 — плунжер; 5 — нагнетательный клапан; 6 — шток ловителя; 7 — всасывающий клапан; 8 — опора всасывающего клапана; 9 — верхний переводник; 10 — нижний переводник

Рисунок 9 — Схема насоса типа НН2С

4.11 Исполнение элементов насосов типа НН2Б — насосы невставные с толстостенным цельным цилиндром, ловителем всасывающего клапана и нагнетательным клапаном в нижней части проходного плунжера (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1 — цилиндр; 2 — шток; 3 — переводник плунжера; 4 — плунжер; 5 — нагнетательный клапан; 6 — шток ловителя; 7 — всасывающий клапан; 8 — переводник насоса; 9 — верхний переводник; 10 — нижний переводник

Рисунок 10 — Насос типа НН2Б

4.12 Исполнение элементов насосов типа ННАБ — насосы невставные с толстостенным цельным цилиндром, автосцепом, сливным устройством и нагнетательным клапаном в нижней части проходного плунжера (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1 — переводник штока; 2 — верхний переводник; 3 — сливное устройство; 4 — шток; 5 — контргайка; 6 — цанговый захват; 7 — сцепляющее устройство; 8 — переводник плунжера; 9 — плунжер; 10 — цилиндр; 11 — нагнетательный клапан; 12 — всасывающий клапан; 13 — переводник насоса

Рисунок 11 — Схема насоса типа ННАБ

4.13 Исполнение элементов насосов типа ННБД1 — насосы невставные с дифференциальным толстостенным цилиндром для откачки высоковязкой жидкости (рисунок ) — должно соответствовать таблице .

1, 8 — штоки; 2 — переводник плунжера; 3 — цилиндр насоса; 4, 10 — плунжеры; 5 — нагнетательный клапан; 6 — клапанный блок; 7 — всасывающий клапан; 9 — цилиндр гидроусилителя; 11 — наконечник; 12 — разрядный клапан; 13 — переводник насоса

Рисунок 12 — Схема насоса типа ННБД1

4.14 При поставках насосов на экспорт верхний переводник насоса должен иметь резьбу насосно-компрессорных труб по [], верхний переводник штока плунжера вставных насосов — резьбу насосных штанг по [], нижний переводник (для подсоединения фильтров и других защитных приспособлений) — резьбу НКТ по []. Соответствие насосов по ГОСТ Р и [] приведено в таблице . При этом параметры резьбы должны соответствовать следующим значениям:

— шаг — 2,54 мм (10 ниток на дюйм);

— высота профиля — 1,41 мм;

— угол профиля — 60°;

— конусность — 1:16;

— предельные отклонения от номинальных размеров:

— шаг резьбы           ± 0,076 мм — на длине 25,4 мм;

                                ± 0,152 мм — на всей длине резьбы;

— конусность резьбы на длине 100 мм

Таблица 2 — Соответствие обозначения насосов по настоящему стандарту и API Spec 11 АХ

5 Конструкция, основные параметры и размеры узлов насосов

5.1 Цилиндры насосов допускается изготовлять в трех исполнениях:

ЦБ — цилиндр цельный безвтулочный толстостенный;

ЦТ — цилиндр цельный безвтулочный тонкостенный;

ЦС — цилиндр втулочный (составной) из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.

Толстостенные (рисунок ) и тонкостенные безвтулочные цилиндры следует изготовлять из прецизионных холоднотянутых труб, материал которых определяется условиями эксплуатации насосов. Внутренняя поверхность цилиндра после механической обработки должна быть подвергнута термохимическому упрочнению, например азотированию, на глубину 0,2 — 0,5 мм. Твердость упрочненного слоя — HV 8,7 … 11,2 ГПа (870 … 1124 кгс/мм²). Отношение наружного и внутреннего диаметров (D/d) для толстостенных цилиндров составляет 1,15 — 1,5, для тонкостенных — 1,1. Характеристика безвтулочных цилиндров представлена в таблице .

Основные характеристики ШСН и их составляющих, изготовляемых предприятиями по [], представлены в приложении .

Рисунок 13 — Схема цилиндров исполнения ЦБ

Таблица 3 — Характеристика безвтулочных цилиндров насосов

Размеры в миллиметрах

Втулочные (составные) цилиндры (рисунок ) состоят из корпуса, стальных или чугунных втулок и переводников, обеспечивающих стяжку и герметизацию втулок по их торцам. Характеристика цилиндров приведена в таблице .

Корпус насоса представляет собой трубу, изготовленную из низколегированной конструкционной стали.

1 — переводник цилиндра; 2 — корпус; 3 — втулки; 4 — переводник удлинителя

Рисунок 14 — Схема цилиндров исполнения ЦС

Таблица 4 — Характеристика составных цилиндров насосов

Размеры в миллиметрах

Втулки изготовляют из сталей марок 38Х2МЮА, 50Г, 40Х, 45, а также из серого чугуна СЧ28-48. Внутреннюю поверхность втулок после механической обработки азотируют (сталь 38Х2МЮА) или подвергают закалке ТВЧ. Материалы, рекомендуемые для изготовления цельных и составных цилиндров в зависимости от условий эксплуатации, приведены в таблице .

Таблица 5 — Материал цилиндров и условия эксплуатации

5.2 Плунжеры насосов изготовляют следующих исполнений:

П1Х — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и хромовым покрытием наружной поверхности;

П2Х — с кольцевыми канавками и хромовым покрытием наружной поверхности;

П1А — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и азотированной наружной поверхностью;

П2А — с кольцевыми канавками и азотированной наружной поверхностью;

П1И — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности методом напыления;

П2И — с кольцевыми канавками и упрочнением наружной поверхности методом напыления;

П1НХ — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце, хромовым покрытием наружной поверхности и наружной присоединительной резьбой;

П1НИ — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце, упрочнением наружной поверхности методом напыления и наружной присоединительной резьбой;

П1Нм — с манжетными (металлическими и неметаллическими) уплотнителями и наружной присоединительной резьбой (см. рисунок и таблицу ).

Рисунок 15 — Плунжеры

Таблица 6 — Характеристика плунжеров

Размеры в миллиметрах

Кроме указанных типов плунжеров допускается изготовлять плунжеры с гладкой цилиндрической поверхностью и винтовой канавкой.

Плунжеры изготовляют из цельнотянутых стальных труб со стенкой толщиной 5-9,5 мм и длиной 1200, 1500 и 1800 мм.

Для повышения износостойкости и коррозионной стойкости плунжера применяется хромирование. Толщина хромового покрытия — не менее 0,08 мм, микротвердость покрытия — HV 7,5…11,0 ГПа (750…1100 кгс/мм²).

Допускается вместо хромирования применять химико-термическую (азотирование), термическую (закалка ТВЧ) обработку или нанесение порошковых покрытий. В качестве окончательной механической обработки наружной поверхности плунжера следует применять последовательно шлифование и полирование.

Рабочие поверхности цилиндра и плунжера рекомендуется выполнять разной твердости для обеспечения приработки деталей и их минимального суммарного износа.

Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров в зависимости от условий эксплуатации, приведены в таблице .

Таблица 7 — Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром предусмотрены группы посадок, указанные в таблице .

Таблица 8 — Группы посадок сопряжения «плунжер-цилиндр»

Размеры в миллиметрах

5.3 Клапаны насосов могут иметь два исполнения по конструкции седла клапана — с цилиндрическим седлом и цилиндрическим седлом с буртом (рисунок ). Оба исполнения могут иметь нормальный и уменьшенный диаметры шара.

а — клапан КБ; б — клапан К

Рисунок 16 — Конструктивное исполнение седел клапанов

Характеристика клапанов приведена в таблице .

Таблица 9 — Характеристика клапанов

Размеры в миллиметрах

В зависимости от характера откачиваемой среды детали клапанов изготовляют из различных материалов, приведенных в таблице .

Таблица 10 — Материалы деталей клапанов насосов

5.4 Присоединительные узлы (переводники, удлинители и пр.) насосов могут иметь следующие исполнения:

— с внутренней резьбой насосно-компрессорных труб для соединения с колонной НКТ и внутренней метрической резьбой для соединения с цилиндром насоса;

— с внутренней резьбой насосно-компрессорных труб для соединения с колонной НКТ и наружной метрической резьбой для соединения с цилиндром насоса;

— с внутренней трубной резьбой для соединения с хвостовиками и внутренней метрической резьбой для соединения с цилиндром насоса;

— с внутренней трубной резьбой для соединения с хвостовиками и наружной метрической резьбой для соединения с цилиндром насоса.

При экспортных поставках резьбу насосно-компрессорных труб и трубную резьбу следует выполнять по []. При этом параметры резьбы должны соответствовать значениям, указанным в .

Переводник плунжера или плунжерного штока должен иметь метрическую резьбу для присоединения к плунжеру или штоку и внутреннюю резьбу насосных штанг по ГОСТ 13877 или по [] (при экспортном исполнении).

Переводники насосов следует изготовлять из низколегированных и углеродистых конструкционных сталей.

Поставку запасных частей согласовывают с потребителем.

5.5 Замковая опора (якорь) вставных насосов вместе с уплотнением насоса должна обеспечивать герметичное закрепление насоса в опорной муфте колонны НКТ на заданной глубине скважины.

Вставные насосы с неподвижным цилиндром могут иметь в зависимости от исполнения замковые опоры в верхней или в нижней части насоса. Насосы с подвижным цилиндром могут иметь замковые опоры только в нижней части насоса.

Замковая опора может иметь механический или гидравлический якорь, который должен предотвращать срыв насоса под действием усилий трения, возникающих между цилиндром и движущимся вверх плунжером.

Механический якорь должен обеспечивать фиксацию и уплотнение вставного насоса за счет силового воздействия и геометрического замыкания.

Механический якорь опоры типа 31 располагается в верхней части вставного насоса и состоит из фиксирующего и уплотнительного устройства (рисунок , а). Фиксирующее устройство имеет цанговую пружину и ответную деталь — упорный ниппель. Уплотнительное устройство состоит из седла и уплотнительного кольца, сопряжение между которыми происходит по конической поверхности. Допускается исполнение уплотнительного устройства с дополнительным уплотнительным неметаллическим кольцом, расположенным в цилиндрической расточке опорной муфты.

Механический якорь замковой опоры типа 32 (рисунок , б) расположен в нижней части вставного насоса и имеет конструкцию, аналогичную опоре 31.

Гидравлические замки опор 31 и 32 (рисунок , в) состоят из посадочной оправки, несущей на себе посадочные манжеты и опорные кольца, и стакана, являющегося частью опорной муфты колонны НКТ.

Цанговую пружину замковой опоры следует изготовлять из стали 40Х и подвергать закалке до твердости HRC 40…45.

Седло уплотнительного устройства следует изготовлять из стали 30X13 и подвергать термической обработке до твердости HRC 32…38.

Уплотнительное кольцо следует изготовлять из коррозионно-стойкой стали или из спеченного металлопорошка и подвергать термообработке до твердости HRC 40…45.

Остальные детали замковых опор должны быть изготовлены из конструкционной стали, причем верхнюю часть направляющей клетки и защитную втулку подвергают термической обработке для повышения стойкости против истирания.

Характеристика замков представлена в таблице .

Таблица 11 — Характеристика замков насосов

Рисунок 17 — Замки

При выпуске насосов для поставок на экспорт присоединительные резьбы следует выполнять по []. При этом параметры резьбы должны соответствовать значениям, указанным в .

5.6 Автосцеп и сливное устройство насосов исполнения ННБА предназначены соответственно для сцепления штанг с плунжером насоса и слива жидкости из полости насосно-компрессорных труб при демонтаже насоса.

Схема автосцепа и сливного устройства представлена на рисунке .

Сливное устройство представляет собой патрубок со сливным отверстием в верхнем конце (см. рисунок ). Патрубок ввернут в цилиндр насоса, в расточке которого установлен упор. Внутри патрубка расположен золотник. Характеристика сливного устройства представлена в таблице . При выпуске продукции для поставок на экспорт присоединительные резьбы следует выполнять по []. Параметры резьбы должны соответствовать значениям, указанным в .

Автосцеп состоит из отделяемой части, прикрепленной к колонне насосных штанг, и части, закрепленной на переводнике плунжера.

Отделяемая часть автосцепа включает в себя переводник штока, центратор, шток, контргайку и цанговый захват.

1 — переводник штока; 2 — муфта; 3 — центратор; 4, 17 — патрубки; 5 — золотник; 6 — шток; 7 — резиновое кольцо; 8 — упор; 9 — цилиндр; 10, 18 — контргайки; 11 — цанговый захват; 12 — сердечник; 13 — стакан захвата; 14 — вкладыш; 15 — кольцо; 16 — пружина; 19 — клетка плунжера

Рисунок 18 — Схема автосцепа и сливного устройства исполнения ННБА

Таблица 12 — Характеристика сливного устройства

Закрепленная на переводнике плунжера часть автосцепа состоит из сердечника с вкладышем и патрубком. На наружной поверхности этой части расположен подпружиненный стакан захвата.

При зацеплении цанговый захват отжимает стакан вниз и, когда конец захвата попадает в карман сердечника, стакан под действием пружины перемещается вперед и запирает захват. В это же время центратор перемещает золотник вниз, закрывая сливное отверстие в патрубке.

При отцеплении стакан упирается в упор и, отжимаясь, освобождает цанговый захват, который выходит из зацепления с сердечником. В это же время вкладыш отводит золотник вверх, открывая при этом сливное отверстие патрубка. Характеристика автосцепа представлена в таблице . При выпуске продукции для поставок на экспорт присоединительные резьбы следует выполнять по []. Параметры резьбы должны соответствовать значениям, указанным в .

Таблица 13 — Характеристика автосцепа

5.7 Штоки штанговых насосов применяют для соединения плунжера с колонной насосных штанг. В верхней части штока имеется головка, лыски которой взаимодействуют с замком насоса или защитным клапаном. Шток допускается изготовлять составным, в этом случае головка к нему присоединяется резьбой. Характеристика штоков представлена в таблице . При выпуске продукции для поставок на экспорт присоединительные резьбы следует выполнять по []. Параметры резьбы должны соответствовать значениям, указанным в .

Таблица 14 — Характеристика штоков

Размеры в миллиметрах

6 Технические требования

6.1 Насосы изготавливают в соответствии с требованиями настоящего стандарта и по нормативной документации, утвержденной в установленном порядке.

Допускается замена материалов, указанных в рабочих чертежах, но при этом должны обеспечиваться заявленные в конструкторской документации прочностные и эксплуатационные характеристики.

6.2 Элементы насосов должны быть выполнены из материалов, которые обеспечивают эксплуатацию изделия в соответствии с его заявленными параметрами. Допускается замена технологии изготовления узлов и деталей насосов на иную, не ухудшающую их конструктивные, технологические и эксплуатационные характеристики.

6.2.1 Цилиндры насосов выполняют из металлов различных марок в зависимости от геолого-технических условий добычи. В случае использования сталей их предел текучести σ_т должен быть не менее 480 МПа.

6.2.2 Внутренний диаметр цилиндра должен соответствовать указанному в таблицах и . Значение фактического диаметра цилиндра заносят в паспорт насоса.

Конструкцией насосов должна быть обеспечена высокая степень унификации узлов по присоединительным размерам.

6.3 Конструкцией переводников должно быть обеспечено удобство монтажа насоса на устье скважины и надежность захвата элементов насоса стандартными элеваторами и слайдерами.

6.4 Конструкции цилиндров и плунжеров должны соответствовать следующим требованиям:

6.4.1 Максимальная разность размеров внутреннего диаметра одного цилиндра 0,03 мм.

6.4.2 Общую длину цилиндра и удлинителей рассчитывают из условия обеспечения максимального хода плунжера с выходом в удлинители примерно на ¹/₄ часть его длины плюс не менее 150 мм.

6.4.3 Допускаются различные методы упрочнения внутренней поверхности цилиндров.

6.4.4 Цилиндры, упрочненные азотированием, должны иметь поверхностную твердость внутренней поверхности не менее HV 8,7 ГПа (870 кгс/мм²) и минимальную микротвердость на глубине 0,12 мм не ниже Hμ 4,4 ГПа (440 кгс/мм²). Общая глубина азотированного слоя — 0,2 — 0,5 мм.

6.4.5 Допуск прямолинейности оси канала цилиндра — 0,1 мм на базовой длине 1 м (допуск зависимый). Допуски торцового биения должны соответствовать 8-й степени точности, цилиндричности — 6-й степени точности по ГОСТ 24643.

6.4.6 Плунжеры глубинных насосов выполняют из металлов различных марок в зависимости от геолого-технических условий добычи. В случае использования сталей их предел текучести σ_т должен быть не менее 350 МПа.

6.4.7 Стальные плунжеры изготовляют с хромированным, твердосплавным покрытием или азотированными в зависимости от геолого-технических условий добычи.

6.4.8 Заготовки, используемые для изготовления хромированных плунжеров, не должны иметь раскатанных пузырей и загрязнений (волосовин), плен и других дефектов. Хромированная поверхность должна быть блестящей, светло-серого цвета с синеватым или молочно-матовым оттенком, без сколов, шелушения, растрескивания. В соответствии с ГОСТ 9.301 допускаются неравномерности цвета, отдельные риски без нарушения покрытия, не выводящие размеры детали за предельные отклонения, и не более трех сквозных пор на 100 мм² площади поверхности. Толщина хромового покрытия — не менее 0,08 мм. Покрытие должно иметь прочное сцепление с основным металлом, значение адгезии должно быть выше нагрузок, стремящихся оторвать покрытие при эксплуатации. Микротвердость твердого хромового покрытия — HV 7,5…11,0 ГПа (750…1100 кгс/мм²).

6.4.9 Наружная рабочая поверхность плунжера исполнения ПИ должна иметь покрытие порошком из сплава ПН70Х17С4Р4 (или аналогичного ему) толщиной не менее 0,35 мм и твердостью не менее HV 6,6 ГПа (660 кгс/мм²). Допускается покрытие другими порошками, не снижающее стойкости к коррозии и абразивному износу рабочей поверхности и не ухудшающее условий трения в паре «цилиндр-плунжер».

6.4.10 Плунжеры с упрочненным азотированным слоем должны иметь поверхностную твердость не менее HV 8,7 ГПа (870 кгс/мм²) и минимальную микротвердость на глубине 0,12 мм не менее Нμ 4,4 ГПа (440 кгс/мм²). Общая глубина азотированного слоя — 0,2 — 0,5 мм.

6.4.11 Номинальный наружный диаметр плунжера — в соответствии с требуемой группой посадки в зависимости от внутреннего диаметра цилиндра. Предельные отклонения наружного диаметра для всех типоразмеров плунжеров и любой группы посадки равны: верхнее — 0, нижнее — минус 0,013 мм.

Значение фактического диаметра плунжера записывают в паспорт насоса.

6.4.12 Длина плунжера насоса указана в таблице .

6.5 Требования к присоединительным резьбам

6.5.1 Присоединительные резьбы переводников насоса в зависимости от требований заказчика выполняют согласно настоящему стандарту или по [], []. При этом параметры резьбы должны соответствовать значениям, указанным в .

6.5.2 Резьбу на штоках и в переводниках, сопрягаемых с деталями насосов, выполняют метрической по ГОСТ 9150.

6.5.3 Резьбу на переводниках насосов, сопрягаемых с НКТ, выполняют по ГОСТ 633 (резьба гладких труб). По требованию заказчика резьбу переводников допускается выполнять по ГОСТ 633 (резьба НКТ с высаженными наружу концами) или по []. При этом параметры резьбы должны соответствовать значениям, указанным в .

6.5.4 Резьбу на деталях, сопрягаемых с насосными штангами, выполняют по ГОСТ 13877. По требованию заказчика резьбу на указанных деталях допускается выполнять по [].

6.5.5 Резьбу нижних переводников насосов выполняют по ГОСТ 633 (резьба гладких труб) или по ГОСТ 6357 (трубная цилиндрическая резьба). По требованию заказчика резьбу нижних переводников допускается выполнять по [].

6.6 Требования ко всем деталям, подвергаемым механической обработке

6.6.1 Заусенцы на ребрах и кромках деталей должны быть удалены, острые кромки притуплены с шероховатостью не ниже прилегающих поверхностей, если на чертеже нет других указаний.

6.6.2 Детали насоса и опоры, за исключением особо точных и обеспечивающих герметичность (шарика, седла клапана, плунжера и т.п.), должны иметь антикоррозионное покрытие. Допускается применение комбинации нескольких видов покрытия, например:

лакокрасочное — для цилиндра, муфт, удлинителей;

фосфатирование — для деталей замка, фильтра, корпуса клапана.

6.7 Маркировка

6.7.1 На цилиндре насоса или его переводнике, на видном месте, доступ к которому обеспечивается после монтажа на устье скважины, следует прикрепить табличку, выполненную по ГОСТ 12971 и ГОСТ 12969. Размер шрифта — не менее 5 по ГОСТ 2.304. На табличке указывают:

— наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;

— типоразмер насоса;

— номер настоящего стандарта;

— номер изделия по системе нумерации предприятия-изготовителя;

— месяц и год выпуска.

Вместо таблички допускается нанесение шрифта на цилиндр или переводник насоса краской, а также электрохимическим травлением или ударным способом.

6.7.2 Транспортную маркировку проводят по ГОСТ 14192 с указанием мест строповки, центра тяжести и информационных надписей. Допускается нанесение маркировки непосредственно на неупакованное изделие краской, контрастной его цвету.

6.8 Упаковка

6.8.1 Насосы всех типов поставляют без упаковки или в упаковке предприятия-изготовителя, предохраняющей насосы от повреждений при транспортировании и погрузочно-разгрузочных работах.

6.8.2 Элементы насосов, поверхности которых могут быть повреждены в процессе транспортирования или подвергнуты коррозии, должны быть изолированы промасленной бумагой или специальными заглушками.

6.8.3 Запасные части, детали необходимые для монтажа насоса на скважине, а также детали, которые могут быть повреждены в процессе транспортирования, подвергают консервации по ГОСТ 9.014 для II группы изделий при жестких условиях хранения и поставляют упакованными в отдельный деревянный ящик.

Ящик должен быть II или III типа по ГОСТ 2991. Допускается использование многооборотной тары, выполненной по чертежам предприятия-изготовителя.

Дата консервации, срок действия консервации и условия хранения должны быть указаны в сопроводительной документации на насос.

6.8.4 Сопроводительная и эксплуатационная документация на насос, запечатанная в герметичную полиэтиленовую упаковку, должна быть в ящике с запасными частями или закрепляться на цилиндре или переводнике насоса.

6.8.5 Эксплуатационная документация должна быть выполнена типографским, машинописным или компьютерным способом в книжном формате. Эксплуатационная документация должна содержать минимально достаточное количество чертежей и каталог запасных частей. Объем эксплуатационной документации должен обеспечивать ведение рабочих записей в течение полного срока службы насоса.

7 Требования безопасности

7.1 Монтаж и демонтаж насоса, а также его эксплуатацию следует проводить в соответствии с [].

7.2 Монтажные приспособления для подъема насоса над скважиной должны обеспечивать надежный захват перемещаемого груза. На стропах должно быть клеймо с указанием грузоподъемности.

7.3 В ходе стендовых испытаний (в том числе на герметичность) должны быть приняты меры, обеспечивающие безопасность проведения работ в соответствии с ГОСТ 12.3.002.

7.4 В случае использования при монтаже-демонтаже насоса или его узлов инструментов и приспособлений, конструкция которых не предусмотрена [], они должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к устройствам общемашиностроительного назначения по ГОСТ 12.2.003.

8 Экологические требования

8.1 Конструкция насоса должна исключать проникание смазочных, технологических, рабочих и других жидкостей в окружающую среду в процессе монтажа-демонтажа и эксплуатации.

8.2 Узлы и детали насосов не должны содержать веществ, загрязняющих окружающую среду в процессе их утилизации.

При необходимости использования в насосе агрессивных и едких веществ узлы, содержащие их, должны быть снабжены предупреждающими надписями, поясняющими особенности их обслуживания, замены и утилизации.

8.3 В случае использования газообразных рабочих агентов они не должны обладать токсическими свойствами и отрицательно воздействовать на окружающую среду.

9 Правила приемки

9.1 Насосы подвергают приемосдаточным и периодическим испытаниям.

9.2 При проведении приемосдаточных испытаний каждый насос проверяют на соответствие — , — и — , а 5 % от партии, но не менее одного насоса, подвергают испытаниям на стенде. Насос испытывают при обеспечении максимальных значений параметров, указанных в характеристике изделий в части значений усилия на штоке плунжера, длины хода плунжера и подачи насоса в единицу времени.

9.3 Каждая партия, предъявляемая приемке, должна состоять из насосов одного типоразмера.

9.4 При неудовлетворительных результатах испытаний на стенде хотя бы по одному показателю проверке подвергают два насоса. При неудовлетворительных результатах испытаний хотя бы одного насоса проверке подвергают всю партию насосов. Насосы, не прошедшие испытания хотя бы по одному показателю, отбраковывают.

9.5 Периодические испытания проводят не реже одного раза в год из числа насосов, прошедших приемосдаточные испытания на стенде, в количестве не менее трех насосов каждого типоразмера.

9.6 При проведении периодических испытаний насосов проводят контроль их параметров на соответствие требованиям — , — и — . Условия проведения периодических испытаний должны соответствовать .

9.7 Показатели надежности определяют на основе обработки информации, полученной в результате их эксплуатации на промыслах.

10 Методы испытаний

10.1 Параметры, контролируемые при приемочном контроле, приемосдаточных и периодических испытаниях и метод проведения соответствующих стендовых испытаний:

— усилие, необходимое для перемещения плунжера, — взвешиванием тарированного груза, подвешиваемого при проведении испытаний к точке подвеса. В случае использования иных способов создания нагрузки в процессе испытаний допускается использование динамометра. Погрешность измерения — ±5 %;

— длина хода плунжера — при помощи универсального измерительного инструмента;

— вакуум, создаваемый в цилиндре насоса при движении плунжера, — измерением вакуумметром;

— радиальный зазор между внутренним диаметром цилиндра и наружным диаметром плунжера — измерением универсальным измерительным инструментом.

Для определения соответствия группы посадки насоса паспортным данным следует проверять номинальный диаметр цилиндра и плунжера по маркировке этих изделий. При несоответствии группы посадки паспортным данным насос бракуют.

Герметичность клапанных узлов и насоса в сборе проверяют опрессовкой маслом «Индустриальное И-12А» (ГОСТ 20799) с выдержкой в течение 15 мин и давлением 16 МПа. Герметичность клапанных узлов допускается проверять вакуумными испытаниями. Снижение вакуума при этом не должно превышать 0,01 МПа (0,1 кгс/см²) за одну минуту.

Герметичность цилиндра в сборе со всасывающим клапаном и плунжером с нагнетательным клапаном проверяют опрессовкой маслом «Индустриальное И-12А» при температуре 20 "С на давление Р = 0,0125´Н ± 1 МПа (Н — напор насоса, м вод. ст.). При испытаниях напор насоса принимают равным длине плунжера, выраженной в миллиметрах. Испытания проводят в течение 1 мин, допускаемое падение давления — не более 0,5 МПа (5 кгс/см²).

10.2 Качество сборки механических узлов определяют визуально. Контроль качества насосов на дефекты внешнего вида проводят установкой насоса в трубный зажим и закреплением за верхний переводник или на горизонтальном стенде (стеллаже). При этом сверяют заводской номер, указанный в паспорте, с фактическим, указанным на переводнике втулочного (составного) цилиндра и на расточке цельного (безвтулочного) цилиндра. В случае отсутствия паспорта фиксируют фактический номер насоса.

10.3 Насосы бракуют в следующих случаях:

— если у втулочного цилиндра расстояние между торцами корпуса и переводника с обеих сторон более 18 мм;

— при невозможности захвата всасывающего клапана невставного насоса и извлечения его из цилиндра посадкой плунжера вниз и поворота его по часовой стрелке на 180° (после трехкратного повторения операции);

— при отсутствии краски (белил или сурика) на резьбовых соединениях;

— в случае непрохождения вставного насоса по всей длине через опорное кольцо замковой опоры;

— в случае непрохождения плунжера в цилиндр, соединенного с патрубком из НКТ длиной не менее 1200 мм;

— в случае несовпадения номера плунжера и его размера, указанного в паспорте, с фактическими; при несовпадении номера, но совпадении размера плунжера вносят соответствующее исправление в паспорт насоса;

— при нарушении целостности покрытия (отслоении, рисках, язвах, трещинах, забоинах) плунжера;

— при обнаружении оловянно-свинцового припоя на шариках клапанов;

— при обнаружении следов грубой обработки плунжера после его хромирования, при обнаружении в насосе хотя бы одной детали, бывшей в эксплуатации.

10.4 Качество сборки также может проверяться на специальном стенде с записью картограммы усилий перемещения плунжера в цилиндре насоса. Плунжер должен плавно, без заеданий, рывков и стуков перемещаться по всей длине цилиндра.

При наличии заеданий, рывков, стуков или невозможности сместить плунжер, или при перемещении плунжера не по всей длине цилиндра насос бракуется. Равномерное перемещение плунжера в цилиндре по всей длине должно быть обеспечено при разности нагрузок на штоке плунжера не более 200 Н.

11 Транспортирование и хранение

11.1 Разрешается транспортирование насосов любым видом транспорта при условии соблюдения правил перевозки грузов, действующих на нем.

11.2 Группы условий транспортирования:

— в части воздействия климатических факторов — по ГОСТ 15150: 8 — при транспортировании по суше, 9 — при перевозках водным путем;

— в части воздействия механических факторов — по ГОСТ 23170: средняя (С) — при перевозке любым транспортом, кроме морского, жесткая (Ж) — при морских перевозках.

11.3 Группа условий хранения — 8 по ГОСТ 15150.

11.4 Насосы хранят в упаковке предприятия-изготовителя в один ряд или на стеллажах — не более пяти рядов насосов.

12 Указания по эксплуатации

12.1 Монтаж, ремонт и эксплуатацию насосов осуществляют в соответствии с инструкцией по эксплуатации, входящей в комплект поставки изделия.

12.2 Инструкция по эксплуатации должна содержать сведения о типе насоса, его условном диаметре, длине хода плунжера штока, массе и полной длине насоса. Кроме того, она должна содержать таблицу теоретической подачи насоса в зависимости от условий эксплуатации.

13 Гарантии изготовителя

13.1 Изготовитель гарантирует соответствие насоса требованиям настоящего стандарта при соблюдении потребителем условий транспортирования, хранения, монтажа и эксплуатации, установленных стандартом и эксплуатационной документацией по ГОСТ 2.601.

13.2 Гарантийный срок эксплуатации насосов нормального исполнения приведен в таблице 15 по худшему значению учитываемой характеристики скважины. Гарантийный срок эксплуатации насосов в износостойком и коррозионно-стойком исполнении — 12 мес со дня ввода в эксплуатацию. Гарантийный срок исчисляют со дня ввода насоса в эксплуатацию в пределах 24 мес со дня изготовления.

Таблица 15 — Гарантийный срок эксплуатации насосов нормального исполнения

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(рекомендуемое)

Спецификации насосов

Таблица А.1 — Исполнение элементов насосов вставных с верхним расположением опоры и втулочным цилиндром

Таблица А.2 — Исполнение элементов насосов вставных с верхним расположением опоры и толстостенным цилиндром

Таблица А.3 — Исполнение элементов насосов вставных с нижним расположением опоры и втулочным цилиндром

Таблица А.4 — Исполнение элементов насосов вставных с нижним расположением опоры и толстостенным цилиндром

Таблица А.5 — Исполнение элементов насосов вставных с нижним расположением опоры и подвижным толстостенным цилиндром

Таблица А.6 — Исполнение элементов насосов вставных с верхним расположением опоры и с дифференциальным цилиндром

Таблица А.7 — Исполнение элементов насосов вставных с верхним расположением опоры и с дифференциальным цилиндром

Таблица А.8 — Исполнение элементов насосов невставных с втулочным цилиндром, захватным штоком всасывающего клапана и верхним расположением нагнетательного клапана

Таблица А.9 — Исполнение элементов насосов невставных с втулочным цилиндром, ловителем всасывающего клапана и нагнетательным клапаном в нижней части плунжера

Таблица А.10 — Исполнение элементов насосов невставных с толстостенным цельным цилиндром, ловителем всасывающего клапана и нагнетательным клапаном в нижней части плунжера

Таблица А.11 — Исполнение элементов насосов невставных с толстостенным цельным цилиндром, автосцепом, сливным устройством и нагнетательным клапаном в нижней части плунжера

Таблица А.12 — Исполнение элементов насосов невставных с дифференциальным толстостенным цилиндром для откачки высоковязкой жидкости

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(справочное)

Идеальная подача насосов при десяти двойных ходах плунжера в минуту

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(справочное)

Сведения о гармонизации требований настоящего стандарта со стандартом API Spec 11AX

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(справочное)

Библиография

[1] API Std 5B Specification for Threading, Gagging, and Thread Inspection of Casing, Tubing, and Line Pipe Threads

[2] API Spec 11B Specification for Sucker Rods

[3] API Spec 11AX Specification for Subsurface Sucker Rod Pumps and Fittings

[4] «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». РД 08-200-98. Госгортехнадзор России, 01.09.98