Оборудование штанговых скважинных насосов

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Термин «станок-качалка»

Станок-качалка относится к элементам, которые участвуют в эксплуатации нефтедобывающих скважин с использованием штанговых насосов. К тому же такое оборудование входит в число наземных приводов штанговых глубинных насосов. Специалисты - нефтяники дают ему такое определение, как «индивидуальный балансирный механический привод штангового насоса» или просто «качалка». По принципу действия станок-качалка нередко сравнивают с ручным велосипедным насосом, который преобразовывает возвратно - поступательное движение в воздушный поток. От станка-качалки нефтяной насос преобразует подобные движения в поток жидких углеводородов, которые поступают на поверхность по насосно - компрессорным трубам. 

Устанавливается станок-качалка над устьем скважины на фундаменте. Их разделение на индивидуальные, групповые или спаренные зависит от количества скважин, что одновременно обслуживается. Но в практике работы нефтяников чаще всего используются станки-качалки индивидуальные. Такое оборудование может быть безбалансирного или балансирного типа, на что влияет характер передачи движения к штоку. В промышленности большее распространение получили индивидуальные балансирные станки-качалки, от безбалансирных их отличает принцип работы и конструктивные особенности механизма, который преобразует движение вала двигателя вращательное в движение возвратно - поступательное для штока и колонны штанг. 

Станок-качалка марки СКДР6-3 нашел применение в механическом индивидуальном приводе штангового нефтяного насоса скважины, с ограничением нагрузки на сальник - не более 60 кН. В конструкции насоса использован сдвоенный шарнирный четырехзвенный механизм и редуктор, основным узлом станка-качалки принято считать трехступенчатый цилиндрический редуктор, имеющий шевронные передачи. Число двойных ходов (качаний) в таком устройстве подбирается за счет: 

- диаметра шкива ведущего на электродвигателе; 

- частоты вращения двигателя; 

- передаточного числа редуктора. 

Установка пальцев головок шатунов нижних в определенные гнезда одинаковых с обеих сторон кривошипов осуществляется за счет изменения длины хода плунжера штангового насоса (сальникового штока). Для удобства замены двигателя и обслуживания привода сооружена нижняя площадка с кожухом ременной передачи и лестницей. Преимущества станка-качалки марки СКДР перед другими аналогичными модификациями в следующем: 

- обеспечение оптимального процесса добычи; 

- уменьшение энергопотребления; 

- особенности климатического исполнения (хладостойкая сталь); 

- ускорение монтажа и упрощение эксплуатации за счет площадок обслуживания, трехпорной стойки и подредукторной тумбы. 

Наиболее распространен в мировой практике штанговый насосный способ добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.

В России станки-качалки выпускаются по ГОСТ 5866-76, устьевые сальники - по ТУ 26-16-6-76, НКТ - по ГОСТ 633-80, штанги - по ГОСТ 13877-80, скважинный насос и замковые опоры - по ГОСТ 26-16-06-86.

Скважинная штанговая насосная установка (УСШН) состоит из станка-качалки, оборудования устья, колонны НКТ, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг, штангового насоса вставного или невставного типа. Вставной насос крепится в трубах НКТ с помощью замковой опоры. Скважинный насос спускается под уровень жидкости.

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря.

ГОСТ 5866-76 предусматривает изготовление станков-качалок 13 типоразмеров. Каждый тип станка-качалки характеризуется максимальными допускаемыми нагрузками на устьевой шток, длиной хода устьевого штока и крутящим моментом на кривошипном валу редуктора, числом двойных ходов балансира в минуту.

За рубежом станки-качалки обычной конструкции производятся по спецификации НЕ стандарта АНИ. Диапазон показателей: грузоподъемность 2-20 т; длина хода 0,5-6,0 м; крутящий момент до 12000 кг-м. В России наиболее известны фирмы "Lufkin" (США), "Industrial СА" (Румыния).

Станок-качалка состоит: из рамы с подставкой под редуктор и поворотной плитой ; стойки; балансира с головкой и опорой траверсы , двух шатунов, двух кривошипов с противовесами (при комбинированном или кривошипном уравновешивании); редуктора; тормозов ; клиноременной передачи; электродвигателя; подвески устьевого штока с канатом; ограждения кривошипно-шатунного механизма. Рама из профильного проката изготовлена в виде двух полозьев, соединенных поперечными связями. Стойка -- из профильного проката четырехногая.Балансир - из профильного проката двутаврового сечения; однобалочной или двубалочной конструкции. Головка балансира -- поворотная или откидывающаяся вверх. Дляее фиксации в рабочем положении в шайбе головки предусмотрен паз, в который входит клин защелки.

Опора балансира -- ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках. К средней части от квадратного сечения приварена планка, через которую опора балансира соединяется с балансиром.Траверса - прямая, из профильного проката. С ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами.Опора траверсы шарнирно соединяет балансир с траверсой. Средняя часть оси установлена в сферическом роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплен к нижней полке балансира.

Шатун - стальная трубная заготовка, на одном конце которой вварена верхняя головка шатуна, а на другом - башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединен с траверсой. Палецкривошипа конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и затягивается с помощью гаек.

Кривошип - ведущее звено преобразующего механизма станка-качалки. В нем предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока. На кривошипе установлены противовесы, которые могут перемещаться.

Редуктор типа Ц2НШ представляет собой совокупность двух пар цилиндрических шевронных зубчатых передач, выполненных с зацеплением Новикова. Изготовление редуктора должно отвечать требованиям ОСТ 26-02-1200-75.

Валы цилиндрических зубчатых передач лежат в плоскости разъема корпуса и крышки редуктора. Для равномерного распределения нагрузок на валы и подшипники принято симметричное расположение зубчатых колес и опор. Опоры ведущего и промежуточного валов выполнены на роликоподшипниках с короткими цилиндрическими роликами, а ведомого вала на роликоподшипниках двухрядных сферических. На конце ведущего вала насаживаются шкивы тормоза и клиноременной передачи, положение которых после определенного срока эксплуатации необходимо менять для увеличения общего срока службы ведомого колеса редуктора. Для этого на обоих концах ведомого вала имеются по два шпоночных паза. Смазка зубчатых колес и подшипников валов осуществляется из ванны корпуса редуктора.

Тормоз - двухколодочный. Правая и левая колодки прикреплены к редуктору. С помощью стяжного устройства колодки зажимают тормозной шкив, насаженный на ведущий вал редуктора. Рукоятка тормоза, насаженная на стяжной винт, вынесена в конец рамы, за электродвигатель.

Салазки поворотные под электродвигатель обеспечивают быструю смену и натяжение клиновых ремней. Выполнены они в виде рамы, которая шарнирно укреплена на заднем конце рамы станка-качалки.

К поворотной плите поперечно прикреплены болтами двое салазок, на которые устанавливается электродвигатель. Рама с салазками поворачивается вращением ходового винта. Привод станка-качалки осуществляется от электродвигателя со скоростью вращения вала 750, 1000 и 1500 мин"'. Электродвигатель - трехфазный короткозамкнутый, асинхронный с повышенным пусковым моментом во влагоморозостойком исполнении. На валу электродвигателя установлена конусная втулка, на которую насажен ведущий шкив клиноременной передачи. Подвеска устьевого штока типа ПСШ грузоподъемностью 3, 5, 10 т состоит из верхней и нижней траверс, двух зажимов каната и зажима устьевого штока. Для установки в подвеске гидравлического динамографа в нее вставляют два винта, с помощью которых раздвигаются траверсы подвески.Штоки сальниковые устьевые ШСУ предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки.

Для герметизации устья насосных скважин и подвески насосно-компрессорных труб предусмотрено оборудование устья насосных скважин. Наиболее распространенным оборудованием устья скважин на промыслах является устьевой сальник.

При однотрубной системе сбора и транспорта нефти и газа используется устьевое оборудование насосных скважин на давление до 4 МПа, имеющее шифры СУС1-73-31 и СУС2-73-31, соответственно обозначающие сальники устьевые с самоустанавливающейся головкой с одинарным и двойным уплотнением для НКТ диаметром 73 мм .

Характерной особенностью устьевых сальников СУ С является шарнирное соединение между головкой сальника и его тройником для поворота головки в пределах конусного угла (3°) и самоустанавливания по сальниковому штоку. Этим обеспечивается более полная загрузка уплотняющих элементов и повышается срок их службы.

Устьевой сальник СУС1 (рис.) состоит из шаровой головки, с помещенными в ней нижней и верхней втулками, направляющими втулками из прессованной древесины и уплотнительной набивки. На верхнюю часть шаровой головки навинчивается крышка с двумя скобами, с помощью которых подтягивают уплотнительную набивку.



Для герметизации узла шаровой головки 9 предусмотрено уплотнительное кольцо 5. Наличие в нижней части шаровой головки двух стопоров 4 не позволяет проворачиваться шаровой головке вокруг своей оси при затяжке крышки головки 12. Крышка шаровой головки 12 крепится к тройнику двумя откидными болтами 14. Тройник снабжен быстроразборным соединением для подсоединения к выкидной линии.

Устьевой сальник СУС2А в отличие от СУС1 имеет двойные уплотнения и три ряда направляющих втулок. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет менять изношенные верхние уплотнительные элементы без разрядки скважины за счет нижнего уплотнения - буферной манжеты. 

Изношенные направляющие втулки, как правило, меняют при текущем ремонте скважин. При установке устьевых сальников на устье все резиновые кольца и уплотнительные набивки должны смазываться густой смазкой. Разбирать шаровую крышку и отделять головку от тройника без необходимости не рекомендуется.

При потере герметичности в шаровой опоре заменяют уплотнительные кольца в условиях мастерской.

Для оборудования устья скважин выпускаются: ОУ140-146/168-65А - оборудованные устья насосных скважин, периодически фонтанирующих, с концентрической подвеской колонны НКТотносительно оси скважины; ОУ140-146/168-65Б - то же, для скважин с эксцентрической подвеской труб (рис).

В состав оборудования ОУ входят устьевой сальник СУС2 с двойным уплотнением и пробковые краны КППС65-140. В качестве запорных устройств применяют пробковые краны от фонтанной арматуры с уплотнительной смазкой на 14 МПа. Подъемная колонна смещена относительно оси скважины. В трубной головке оборудования О У типа Б предусмотрен патрубок с задвижкой для установки лубрикатора и спуска исследовательских приборов в затрубное пространство. Для перепуска газа из затрубного пространства в выкидную линию в обвязке предусмотрен обратный клапан. Затвор обратного клапана (седло и шарик) использован от скважинного насоса.

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых с помощью погружных электронасосов ОУЭН, может быть использовано и на периодически фонтанирующих скважинах. При этом допускаются подвеска колонны насосно-компрессорных труб, а также профилактические, ремонтные и исследовательские работы на скважине. Колонну насосно-компрессорных труб подвешивают на разъемном конусе, в котором предусмотрен проход и для кабеля. Трубы и кабель уплотняют резиновыми разрезными прокладками, поджимаемыми разъемным фланцем.

Балансирный привод станка-качалки имеет недостаток -точка подвеса штанг совершает сложное движение, что вызывает рост динамических нагрузок на штанговую колонну. С целью их уменьшения применяется безбалансирный станок-качалка, в котором шатун и балансир заменяются гибкой связью - стальным канатом.

Приводная часть безбалансирного станка-качалки (включая редуктор) аналогична балансирному. Конструкция кривошипа У-образной формы, с углом 30°. Над устьем скважины, на наклонной стойке расположен ролик, через который переброшена гибкая подвеска, соединенная с шатунами. Нижняя головка шатуна соединена с кривошипом. Безбалансирные станки-качалки рассчитаны на нагрузку 30 и 60 кН, длину хода от 0,45 до 5 м и крутящий момент до 80 кН-м. Они имеют меньшие габариты и металлоемкости по сравнению с балансирным. Недостатком является малая надежность гибкой связи.Гидро и пневмопривод штанговых установок приводят в движение штанги через шток с поршнем, расположенным в цилиндре. Гидро и пневмопривод позволяют получить более благоприятный закон движения точки подвеса штанг (ТПШ). Вниз штанги движутся под действием сил тяжести.

Пневмопривод обычно используется малой мощности, т.е. для скважин с малой глубиной подвески и малой подачей.

Гидропривод (гидрокачалка) более широко известен (рис.)

Приводной цилиндр 3 с поршнем крепится на фланце обсадной колонны скважины. С поршнем соединен полированный шток 2, проходящий через сальник 1. К штоку подвешена колонна штанг. Жидкость подается попеременно в рабочую полость цилиндра и уравновешивающий аккумулятор 5. Рабочая жидкость при ходе штанг вверх поступает на прием насоса системы гидропривода (Л) над напором из аккумулятора, где поддерживается постоянное давление сжатым газом над уровнем жидкости в аккумуляторе. В конце хода вверх элементы управления 4 переключают систему на подачу рабочей жидкости из рабочего цилиндра в аккумулятор. Под действием веса штанг жидкость поступает на прием силового насоса. Для поддержания давления жидкости и газа в аккумуляторе имеются компрессор 7 и насос 6. По схеме АГН уравновешивание происходит за счет веса НКТ. Для этого используется уравновешивающий цилиндр 8, в котором на поршень 9 подвешены НКТ. Установки с гидроприводом обеспечивают большие длины хода глубинного насоса, легкость регулирования режима работы и малую металлоемкость. Параметры установки АГН-Л: длина хода точки подвеса штанг 2,2 м; нагрузка до 60 кН; масса 1550 кг.

В последнее время гидрофицированный привод ЛП-114 предложен заводом "Мотовилиха" (г. Пермь). Такие приводы работают в Западной Сибири (г. Сургут). Уравновешивание производится гидроаккумулятором. Параметры установки ЛП-114: длина хода точки подвеса штанг 2,5 м; нагрузка до 80 кН; масса 1980 кг.

В связи с появлением на промыслах большого количества зарубежного оборудования можно встретить станки-качалки с одноплечным балансиром типа МАРК фирмы "Lufkin" (США), а также отечественных производителей (привод ПШГНО 6-2,5, Уралтрансмаш, г. Екатеринбург) (рис. 5.6). Особенностью подобных приводов является использование кинематической схемы с одноплечным балансиром. Подобное выполнение станков-качалок обусловлено рядом причин. Так, эти станки-качалки имеют более благоприятный закон движения точки подвеса штанг, позволяющий несколько уменьшить динамические нагрузки на штанговую колонну. Если сравнить два станка-качалки с одинаковыми длинами и соотношениями кинематических звеньев, один из которых обычный станок-качалка, а второй - с одноплечным балансиром, то у последнего максимальные нагрузки в точке подвеса штанг будут несколько меньше (около 8-10 %, ). Одноплечный станок-качалка имеет также более пологую кривую скорости точки подвеса штанг, позволяющую существенно (около 35 %) снизить амплитуду колебаний штанг, а следовательно, и их динамическое нагружение и тем самым увеличить срок работы штанговой колонны. Рассмотрим последний вывод более подробно.

Известно, что вследствие упругих деформаций штанг и труб, после начала движения точки подвеса штанг вверх, плунжер остается неподвижным относительно цилиндра. После того как произойдет вытяжка штанг и сокращение труб, движение от ТПШ передается плунжеру, причем за это время ТПШ успевает набрать определенную скорость. В результате плунжер резко страгивается с места и нагружается столбом жидкости в трубах в виде импульса силы, т.е. возникают продольные свободные колебания системы штанговая колонна -столб жидкости. У станков-качалок с одноплечным балансиром в сравнении с обычными станками-качалками ТПШ в момент страгивания плунжера успевает набрать меньшую скорость, что, как уже указывалось, позволяет существенно снизить амплитуду колебаний штанг и уменьшить их динамическое нагружение.Интересно отметить, что у подобных станков-качалок направление вращения кривошипа обратное, т.е. против часовой стрелки (устье слева), что также позволяет несколько уменьшить динамические нагрузки.

Другим достоинством подобных станков-качалок является их компактность, а следовательно, и меньший вес, в результате чего их применение более предпочтительно при больших нагрузках на полированный шток.

Однако они имеют и недостатки, препятствующие их широкому распространению. Это, прежде всего, их малая боковая устойчивость, т.е. большая высота при малой ширине. У подобных станков-качалок кривошипы с грузами находятся в опасной близости от устья скважины, что затрудняет их техническое обслуживание и ремонт. При балансировке подобных станков-качалок требуется большой вес кривошипных грузов, так как вес самого кривошипа приложен к балансиру со стороны скважины по отношению к стойке балансира.

Наряду с аксиальными (обычными) кривошипно-шатунными механизмами (станки-качалки типа СК), у нас в стране выпускаются станки-качалки с дезаксиальной схемой (типа СКД). За рубежом (в особенности в США) практически все станки-качалки выпускаются с небольшим дезаксиалом.

Дезаксиал п определяется местом расположения кривошипного центра (точки 0) относительно прямой В1В2 (рис), где В1 и В2 - крайнее верхнее и нижнее положения кривошипа. Если точка 0 расположена на прямой В1В2, то механизм аксиальный (обычный), если справа от прямой В1В2, то механизм с отрицательным дезаксиалом, если слева, то механизм с положительным дезаксиалом. Основное их отличие в том, что у аксиального станка-качалки время хода ТПШ вверх и вниз равно. Поэтому такие станки-качалки называют симметричными.

Однако нагружение ТПШ за время хода вверх и вниз разное, что обусловлено работой штангового насоса. При ходе вверх станок-качалка производит работу по поднятию штанговой колонны и столба жидкости, при ходе вниз штанговая колонна идет под собственным весом, а вес столба жидкости передается на трубы. Очевидно, что если средняя скорость движения ТПШ при ходе вверх будет меньше, чем при ходе вниз, то это позволит уменьшить ускорения, а следовательно, и динамические нагрузки, действующие на штанговую колонну при ходе вверх, т.е. в тот период, когда она наиболее нагружена.Исходя из этих соображений станки-качалки выполняют с небольшим отрицательным дезаксиалом, у которых время хода вверх больше времени хода вниз. Слишком большой дезаксиал также нежелателен, так как при этом происходит увеличение утечек через плунжер при ходе вверх, появляется возможность зависания колонны штанг в трубах при ходе вниз за счет большей скорости спуска, особенно при ее работе в наклонно направленных скважинах и скважинах с отклонениями парафина или гидратов.

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкостей с температурой не более 130 °С, обводненностью не более 99 % по объему, вязкостью до 0,3 Па-с, минерализацией воды до 10 г/л, содержанием механических примесей до 3,5 г/л, свободного газа на приеме не более 25 %, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацией ионов водорода рН 4,2-8,0.

Стандарт предусматривает выпуск двух схем штанговых насосов: вставных и невставных. Основное принципиальное их отличие в том, что цилиндр невставного насоса встроен в колонну НКТ и для замены насоса необходим подъем колонны НКТ. Вставной насос опускается в трубы НКТ на штангах и крепится в нужном месте колонны с помощью специального в глубоких скважинах.

Скважинные насосы по ОСТ 26-16-06-86 выпускают следующих типов: НВ1 вставной с замком наверху, НВ2 вставной с замком внизу, НН невставной без ловителя, НН1 невставной с захватнымштоком, НН2 невставной с ловителем (рис.)

Принципиальное отличие насосов НВ1 от НВ2 в том, что в первом случае крепление осуществляется в верхней части насоса, а во втором - в нижней. Нижнее крепление насоса более предпочтительно при эксплуатации глубоких скважин, однако их применение нежелательно при откачке жидкостей с большим содержанием механических примесей. Верхнее крепление более надежно при добыче нефтей с большим содержанием механических примесей, однако условие нагружения цилиндра насоса не позволяет их использовать на больших подвесках.

Невставные насосы НН1 отличаются от насосов НН2 механизмом опорожнения колонны НКТ перед подъемом. Узел всасывающего клапана у невставных насосов выполняется съемным для того, чтобы при подъеме НКТ с цилиндром насоса избежать излива жидкости, находящейся в насосных трубах на устье скважины. Наибольшее распространение получили насосы НН2 вследствие большей надежности и простоты конструкции механизма опорожнения. Узел всасывающего клапана (конус) крепится к цилиндру посредством седла конуса за счет силы трения, в верхней части конуса выполнена крестовина (шток ловителя). В нижней части плунжера выполняется сам ловитель, как правило байонетного типа, позволяющий осуществлять захват и освобождение узла всасывающего клапана. Для извлечения узла всасывающего клапана и последующего опорожнения колонны плунжер опускается в крайнее нижнее положение и затем поворачивается по часовой стрелке с помощью штанговой колонны. При этом происходит захват байонета с крестовиной, и при последующем подъеме плунжера узел всасывающего клапана срывается с седла и извлекается на поверхность. У насосов НН1 нагнетательный клапан выполнен в верхней части плунжера, во внутренней полости плунжера свободно размещен захватный шток, жестко закрепленный к узлу всасывающего клапана. При движении плунжера шток остается неподвижным. Во время подземного ремонта штанговой колонны с плунжером насоса головка штока упирается в упорную поверхность плунжера, и узел всасывающего клапана срывается с седла конуса.Подобное выполнение узла всасывающего клапана позволяет производить его замену без подъема цилиндра насоса и обеспечивать слив жидкости в скважину из НКТ.

В настоящее время наибольшее распространение получила технология сборки насосов НН1 и НН2, при которой осуществляется раздельный спуск цилиндра и плунжера. При этом цилиндр опускают на трубах НКТ, а плунжер - на штангах. Это крайне отрицательно сказывается на качестве сборки насоса и последующем межремонтном периоде его работы, так как плунжер при прохождении внутри колонны НКТ до места установки насоса получает повреждения в виде царапин и рисок на полированной поверхности. Кроме того, механические частицы в виде песка, отложений, окалины срываются со стенок НКТ, попадают на внутреннюю поверхность зеркала цилиндра и забивают клапанные узлы, существенно снижая ресурс работы насоса. Поэтому ОСТ 26-16-06-86 предусматривает выпуск насосов ННБА, которые собирают на поверхности и спускают в скважину на трубах НКТ. Низ штанговой колонны оборудуется специальным сцепляющим устройством, и после спуска колонны штанг происходит сцепление его со штоком плунжера. Такие насосы, как правило, имеют сливное устройство, позволяющее опорожнять колонну НКТ перед ее подъемом. Это устройство размещено выше цилиндра. Узел всасывающего клапана выполняют несъемным.

Рассмотрим пример обозначения насосов по ОСТ 26-16-06-86:

XXX Х - XX - XX - XX - Х

1 2 3 4 5 6

1. Тип насоса: НВ1, НВ2, НН, НН1, НН2.

2. Исполнение насоса по конструкции цилиндра и конструктивным особенностям самого насоса:

Б - безвтулочный, толстостенный цельный цилиндр;

С - втулочный, составной цилиндр;

И - износостойкое исполнение. Буква И ставится в конце обозначения насоса и означает, что насос предназначен для работы в средах с содержанием механических примесей от 1,3 до 3,5 г/л; если этой буквы нет, то насос предназначен для работы в средах с содержанием мех. примесей до 1,3 г/л;

Т - насос с полым штоком. Данные насосы предназначены для работы с полыми штангами, причем подъем откачиваемой жидкости осуществляется по внутреннему каналу полых штанг;

А - насос с автосцепом колонны штанг с плунжером. Применяется только для насосов НН; Д1, Д2 - специальные двухплунжерные насосы для откачки высоковязких, газированных жидкостей или для утяжеления низа штанговой колонны при ходе плунжера вниз.

3. Условный диаметр насоса в миллиметрах. Стандарт предусматривает выпуск насосов условным диаметром 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102 мм. Условный диаметр насоса определяется диаметром плунжера и может не совпадать с фактическим его значением. Например, насосы условным диаметром 32 мм будут иметь разброс фактических диаметров плунжеров от 31,9 до 32,425 с шагом 0,025 мм.

4. Максимальный ход плунжера в миллиметрах, уменьшенный в 100 раз.

5. Напор в метрах водяного столба, уменьшенный в 100 раз.

6. Группа посадки 0, 1, 2, 3 по степени увеличения зазора между плунжером и цилиндром.

Пример. Насос НН2Б-44-30-12-1 - насос невставной с ловителем, цилиндр цельный безвтулочный, условный диаметр 44 мм, максимальный ход плунжера 3000 мм, напор 1200 м, 1 группа посадки, нормальное исполнение.

Насос НВ1БТ-32-30-15-ОИ - насос вставной с замком наверху, цилиндр цельный безвтулочный, полый шток для подъема жидкости по полым штангам, условный диаметр 32 мм, максимальный ход плунжера 3000 мм, напор 1500 м, 0 группа посадки, износостойкое исполнение.

Насос НВ1 БД 1-38/57-25-12-2 - насос вставной с замком наверху, цилиндр цельный безвтулочный, насос двухплунжерный специальный, один плунжер -верхний с условным диаметром 57 мм, другой - нижний 38 мм, максимальный ход плунжера 2500 мм, напор 1200 м, 2 группа посадки, нормальное исполнение.

Насос ННБА-95-45-08-2 - насос невставной, цилиндр цельный безвтулочный, с автосцепом и сливным устройством, условный диаметр 95 мм, максимальный ход плунжера 4500 мм, напор 800 м, 2 группа посадки, нормальное исполнение по стойкости к среде.

Цилиндры

Цилиндры могут быть цельными и составными. Цельные цилиндры изготовляют из высокоточных прецизионных труб по импортным (АО "Ижнефтемаш") или отечественным технологиям, как правило заимствованным из технологий ВПК России (АО "Элкамнефтемаш", г. Пермь). В качестве материала цилиндра применяют сталь марки 38Х2МЮА. Внутренняя поверхность цилиндра подвергается азотированию на глубину от 0,3 до 0,5 мм для увеличения твердости и износостойкости. Твердость упрочненного слоя не менее НКС 80 и НВ 1000-- 1200. Допуск на непрямолинейность оси цилиндра до 0,01 мм на 1 м длины. Шероховатость внутренней поверхности цилиндра Кд = 0,32 мкм. На концах цилиндров может быть предусмотрено рифление для захвата ключами при сборке-разборке насоса.

Цилиндры безвтулочного типа (рис. 5.11) получили наибольшее распространение во вставных насосах условным диаметром 29, 32, 38, 44 и 57 мм, с ходом плунжера 1200 и 3500 мм (см. рис. 5.11, а), в невставных насосах условным диаметром от 32 до 95 мм (см. рис. 5.11, б) и вставных насосах условным диаметром от 38 до 57 мм, с ходом плунжера 4500 и 6000 мм (см. рис. 5,11, в).

Длина цилиндров Ь (см. рис. 5.11, а, б) изменяется от 3300 до 6600 мм в зависимости от хода плунжера соответственно 1200 и 3500 мм, а длина цилиндров (см. рис. 5.11, в) - от 6600 до 8700 мм. Стандарт предусматривает выпуск цилиндров условным диаметром ^ 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95 мм, при этом фактические внутренние диаметры с? цилиндров могут отличаться от этих значений, но они должны быть кратны 0,05: 28,6-29,0 мм; 32,0-32,4 мм; 38,0-38,4 мм; 43,6-44,0 мм;56,6-57,0 мм; 69,6-70,0 мм; 94,6-95,0 мм. Толщина стенки цилиндра составляет 6,5 мм для вставных и 6,5--8,0 мм для невставных насосов. Предельное отклонение внутреннего диаметра цилиндра - верхнее +0,03, нижнее - 0,01 мм.

Цельные цилиндры просты и надежны, следовательно, получили широкое распространение. Однако для их изготовления необходимы хорошая станочная база и высокие технологии, так как к внутренней поверхности предъявляются очень жесткие требования как с точки зрения ее геометрии, так и износостойкости.

Стандартом предусмотрен выпуск составных (втулочных) цилиндров, которые легче в изготовлении, но сложнее по конструкции. Внутреннюю поверхность втулок из стали марки 38Х2МЮА, как и цельные цилиндры, подвергают азотированию, а втулки из стали марок 50Т и 40Х закаливают током высокой частоты (ТВЧ) на глубину 0,7-1,5 мм. Для стали марки 50Т НКС 56-62, а для стали марки 40Х НКС 52-58. Предельное отклонение внутреннего диаметра втулки - верхнее +0,03 мм, нижнее -0,01 мм. Допуск на непрямолинейность оси цилиндра несколько больше, чем для цельных цилиндров (+0,03 мм на 1 м длины). Длина втулки 300 мм, толщина стенки от 2,8 до 5,75 мм. Шероховатость внутренней поверхности втулки Кд = 0,32 мкм.

Втулочных насосов выпускается все меньше, так как они имеют существенные недостатки, такие как необходимость использования скалок различных диаметров для сборки насоса, склонность к заклиниванию вследствие смещения втулок, возможность утечек по торцам втулок, наличие больших наружных диаметров. Однако они обладают и определенными, лишь им присущими достоинствами: ремонт цилиндра путем замены изношенных втулок, применение при их изготовлении специальных материалов с противозаклинивающими свойствами, позволяющими получить более оптимальную пару плунжер-цилиндр, особенно при откачке обводненной нефти.

Плунжеры

ОСТ 26-16-06-86 предусматривает выпуск плунжера обычного типа (рис. 5.13, а) и пескобрей (рис. 5.13, б). В последней конструкции отсутствует расточка на верхнем конце плунжера, поэтому при работе насоса в скважинах с большим содержанием песка подобный плунжер острой верхней гранью снимает механические примеси с зеркала цилиндра и не допускает их попадания в зазор между плунжером и цилиндром. Длина плунжера составляет 1200, 1500, 1800 мм соответственно для напора 1500, 2000 м и более. Чем длиннее плунжер, тем больший напор развивает насос. Однако, как показал опыт, плунжеры длиной более 1800 мм не получили распространения. В гораздо большей степени развиваемый насосом напор определяется значением зазора между плунжером и цилиндром, о чем более подробно будет сказано ниже.

Фактические наружные диаметры плунжера должны быть кратны 0,025 и изменяются в пределах 28,5-29,025; 31,9-32,425;37,9-38,425; 43,5-44,025; 56,5-57,025; 69,5-70,025; 94,5-95,025. Наружная поверхность плунжера имеет твердое износостойканавки. При определенных условиях (большая обводненность, малые зазоры, большая скорость откачки) пленка откачиваемой жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром начинает рваться, поэтому образуются местные зоны сухого трения и, как следствие, задиры плунжера. При этом откачиваемая жидкость, находящаяся в канавках при движении плунжера, восстанавливает пленку на внутренней поверхности цилиндра и улучшает условия трения пары плунжер - цилиндр. Кроме того, при откачке жидкостей с механическими примесями частицы, попадая в зазор, увеличивают трение, но, перекатываясь в зазоре, попадают в канавки и выходят из контакта.

На работоспособность насоса в большой степени оказывает влияние значение зазора между плунжером и цилиндром. Так как насосам приходится поднимать жидкость с больших глубин, то зазоры между цилиндром и плунжером изменяются в пределах 0,01-0,170 мм. Выполнение подобных зазоров при массовом производстве насосов осуществляется селективной сборкой плунжера и цилиндра.

По ОСТ 26-16-06-86 в зависимости от размеров зазора предусмотрены четыре группы посадки насоса: 0 - с зазорами до 0,045 мм, 1-е зазорами от 0,01--0,07 мм, 2-е зазорами от 0,06-0,12 мм и 3 - от 0,11-0,17 мм. Таким образом, насосы условным диаметром 32 мм и 1 группы посадки могут иметь фактические диаметры плунжера от 31,9 до 32,425 м с шагом 0,025 мм, но зазор лежит в пределах от 0,01 до 0,07 мм.

Клапанные узлы

К клапанным узлам штанговых насосов предъявляются высокие требования по надежности, так как от них зависит работоспособность насоса в целом. Клапан работает в тяжелых условиях, испытывая различные по характеру нагрузки, включая ударные, и, как следствие, подвержен быстрому износу.Основным элементом клапанного узла является его запорный элемент. На практике наибольшее распространение получили шариковые клапанные узлы, у которых в качестве запорных элементов применяется пара седло - шарик. Длительный срок службы пары седло - шарик объясняется большой активной поверхностью шарика.

По ОСТ 26-16-06-86 пару седло - шарик изготовляют в трех исполнениях: К, КБ и КИ (рис. 5.14).

Клапанами К и КБ (клапан с буртом) комплектуют насосы обычного исполнения по стойкости к среде, а клапанами КИ -абразивостойкие насосы. Шарики для клапанов всех исполнений изготовляют из стали марки 95Х18Ш (хромоуглеродистая нержавеющая) с термообработкой НКС 58--62. Седло клапанов К и КБ изготовляют из стали марок 30Х13, 95Х18 с термообработкой НКС 40-45, а седло клапанов КИ - из сплавов на основе карбидов хрома типа ВК6-В или ВК-15 или же из стали марок 30Х13, 95Х18, но с вставкой в виде кольца из твердых сплавов на основе карбидов хрома. Твердость шарика должна быть выше твердости седла, так как в процессе работы шарик должен сохранить свою форму и иметь способность к самопритирке. На герметичность клапанной пары большое влияние оказывает форма посадочной кромки седла, которая должна повторять соответствующую форму шарика. Поэтому для достижения высокой герметичности пары седло - шарик их притирают друг к другу. Герметичность пары определяют на вакуум-приборе.

Работа клапанного узла зависит от соотношения диаметров шарика и седла. Чем больше диаметр проходного отверстия седла клапана, тем меньше гидравлические потери на клапанном узле, что особенно важно при откачке вязких жидкостей. Однако в этом случае возможно залипание шарика в седле за счет упругой деформации последнего, поэтому соотношение диаметра отверстия седла в dотв к диаметру шарика dш строго задано стандартом и установлено равным 0,865. Предусматриваются следующие диаметры шариков: 14,288; 15,875; 17,462; 19,05;22,225; 23,813; 25,4; 26,988; 28,575; 31,75; 34,925; 38,1; 42,862;50,8; 53,975; 60,0; 69,85; 73,025 мм.

Замковые опоры

Замковые опоры предназначены для закрепления насоса вставного типа в трубках НКТ с герметизацией полости всасывания от полости нагнетания. Замковые опоры встраиваются в колонну НКТ на глубине подвески и взаимодействуют с замком насоса, опускаемого на штангах, обеспечивая его фиксацию (рис. 5.15). По ОСТ 26-16-06-86 предусмотрен выпуск замковой опоры пружинного типа как для верхнего, так и для нижнего крепления насоса. Основными элементами замковой опоры (рис. 5.16) являются пружинный якорь 3 и опорное кольцо 2. Пружинный якорь предназначен для удержания насоса в замковой опоре в начальный момент, когда уровни жидкости в затрубном пространстве и трубах НКТ равны. По мере работы насоса уровень жидкости в трубах начинает расти, и насос сильнее прижимается к опорному кольцу весом столба жидкости в трубах. Функция опорного кольца - это восприятие осевой нагрузки, действующей на насос, и разобщение области всасывания от области нагнетания. Опорное кольцо выполняют из коррозионно-стойкой стали и с конической фаской под углом 15°, которая взаимодействует с ответной конической поверхностью замка насоса. Замковые опоры выпускают для НКТ диаметром 60, 73, 89 мм. Минимально необходимое усилие срыва замка насоса с замковой опоры 3-3,5 кН.

Замок является элементом штангового насоса вставного типа. Замок включает конус 4, обеспечивающий с конической фаской опоры герметичное соединение, и упорную поверхность, в которую упирается пружинный якорь замковой опоры с целью удержания насоса в начальный момент. Во внутренней полости направляющей клетки 1 установлена защитная втулка 2, которая препятствует осаждению песка на пару плунжер - цилиндр при длительных остановках. В верхней части направляющей клетки выполнен паз, который взаимодействует со специальной втулкой с соответствующим выступом. Втулка жестко связана со штоком плунжера. В верхнем положении плунжера втулка выходит из зацепления с пазом направляющей клетки, и при вращении штанги со штоком вращается плунжер. В крайнем нижнем положении происходит фиксация штока в пазе направляющей клетки, и при вращении штанговой колонны крутящий момент передается на нее, что позволяет развинтить колонну при необходимости. На верхнем конце направляющей клетки выполнена резьба для захвата насоса при ловильных операциях в случае аварии. Конус замка обычно изготовляют марки 30X13 и подвергают термической обработке до HRC 40-45.

Насосные штанги, свинченные в штанговую колонну, передают возвратно-поступательное движение от точки подвеса штанг поверхностного привода к плунжеру насоса.

Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12, 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании-развинчивании, и выполнена резьба метрическая специальная, причем резьба накатывается. Штанги соединяются между собой муфтами.

ГОСТ 13877-80 предусматривает изготовление штанг номинальной длиной 8000 мм. Для подбора необходимой длины подвески колонны изготовляются укороченные штанги длиной 1000, 1200,1500, 2000 и 3000 мм.

Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров - переводные муфты. Муфты каждого типа изготовляют в двух исполнениях:

слысками под ключ и без них.

Муфты из стали марок 40 и 45 подвергают поверхностной закалке током высокой частоты (ТВЧ). Для тяжелых условий эксплуатации муфты изготовляют из легированной стали марки 20Н2М.

Штанги поставляют с навинченными на один конец муфтами. Открытая резьба штанги и муфты защищается колпачками или пробками.

Для изготовления насосных штанг (табл. 5.16) используют сталь следующих марок:

40, нормализованная и нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ;

Показатель	Сталь марки
	40	20Н2М	ЗОХМА	15НЗМА	15Х2НМФ
Предел прочности при растяжении, МПа Предел текучести, МПа Относительное сужение, % Твердость по Бренелю.	570 320 45 217	630 520 65 260	610 400 62 229	650 500 60 229	700 630 63 255

20Н2М (никель-молибденовая), нормализованная, нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ или нормализованная с последующей объемной закалкой и высоким отпуском;

15НЗМА, нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ;

15Х2НМФ, закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск;

ЗОХМА, нормализованная с последующим высоким отпуском и упрочнением нагревом ТВЧ.

В начале 70-х годов разработаны стеклопластиковые насосные штанги (СПНШ) для использования в скважинах с коррозионно-активной средой. Конструкция их аналогична стальным. Основная особенность - при одинаковой прочности они в 3-4 раза легче стальных, но в 2-3 раза эластичнее. Обычно их используют (в сочетании со стальными) в глубоких скважинах (более 2000 м).

Производители - зарубежные фирмы, связанные с производством фибергласа, и отечественные заводы, выпускающие стекловолокна.

Полые штанги предназначены для передачи движения от головки балансира станка-качалки плунжеру скважинного насоса при непрерывной или периодической подаче в полость насосных труб ингибиторов коррозии, ингибиторов против отложения парафина, растворителей парафина, теплоносителей, деэмульгаторов, жидкости гидрозащиты насоса. Продукция скважины при этом может отбираться как по центральному каналу полых штанг, так и по кольцевому пространству между полыми штангами и НКТ.

Техническая характеристика полых штанг

Диаметр наружный, мм.............................................................................. 42

Толщина стенки, мм.................................................................................. 3,5

Диаметр наружной муфты, мм................................................................ 57

Маса полномерной штанги, к................................................................... 25

При применении полых штанг изменяется конструкция оборудования устья скважин, в состав которого входят устьевой сальник для полых штанг, устьевой полый шток, трубопровод шарнирный, рукав высокого давления и др.

Штанговая колонна работает в тяжелых условиях, на нее действуют агрессивная скважинная среда и переменные нагрузки, приводящие к накоплению усталостных явлений в штанговой колонне. Кроме этого, колонна штанг изнашивается вследствие трения об НКТ при эксплуатации в наклонно направленных скважинах.

На штанговую колонну действуют следующие нагрузки:

статические - вес штанговой колонны с учетом силы плавучести и вес столба жидкости над плунжером высотой от динамического уровня жидкости, за вычетом объема, занимаемого штанговой колонной;динамические - силы инерции движущихся масс штанговой колонны и жидкости, так как их движение осуществляется с ускорением, а также силы вибрации, обусловленные волновыми явлениями, возникающими в штанговой колонне при работе насоса.

При работе штанговой колонны в наклонно направленных скважинах и при откачке высоковязких жидкостей, эмульсий необходимо учитывать силы трения штанговой колонны о трубы и жидкость, так как их значение может быть соизмерено с весом колонны.

Наибольшие растягивающие напряжения действуют в верхней части колонны, наименьшие - в нижней. Однако в нижней части колонны могут возникнуть и сжимающие напряжения при ходе вниз при откачке вязких жидкостей и эмульсий. Это отрицательно влияет на долговечность работы штанговой колонны, поэтому в этих условиях данный участок усиливают, т.е. применяют тяжелые штанги или штанги большего диаметра.

Возможно применение и специальных насосов с утяжелителем низа штанговой колонны.

Разрушение штанговой колонны носит усталостный характер. Промысловый опыт показал, что чаще всего штанга обрывается на участках 25-35 см, прилегающих к головкам, т.е. там, где максимальные концентраторы напряжений и где может возникнуть изгибающий момент от возможной несоосности тела и головки штанги.

Долговечность штанг снижается при работе в коррозионной среде.

За рубежом штанги и муфты к ним выпускаются по стандарту АНИ11В. Согласно данному стандарту насосные штанги различают лишь по показателям прочности на растяжение. Выбор материала, методов упрочнения, технологических приемов изготовления, повышающих надежность штанги, стандартом не оговорены и оставлены на усмотрение изготовителя. Последнее особенно сильно влияет на долговечность работы штанговой колонны, поэтому при приобретении штанг этому необходимо уделять особое внимание. По показателям прочности стандарт АНИ разделяет штанги на классы.

Класс АНИК. Предел прочности на растяжение - минимум 85 000 фунтов на квадратный дюйм (590 МПа), максимум 115 000 фунтов на квадратный дюйм (790 МПа).

Класс АНИС. Предел прочности на растяжение - минимум 90 000 фунтов на квадратный дюйм (630 МПа), максимум 115 000 фунтов на квадратный дюйм (790 МПа).

Класс АНИД. Предел прочности на растяжение - минимум 115 000 фунтов на квадратный дюйм (790 МПа), максимум 140 000 фунтов на квадратный дюйм (969 МПа).

Обычно применяются углеродисто-марганцевые стали для класса С, никелемолибденовые улучшенные стали для класса К и хромомолибденовые улучшенные стали для класса Д.

Квадрат штанги маркируется твердым штампом, где указывается фирменный знак изготовителя, обозначение стандарта, класс АНИ, код идентификации расплава, месяц и год изготовления.

На рис. 5.31 представлен общий вид штанги.

Стандартом предусмотрен выпуск штанг для подгонки колонны длинами 2,4,6,8,10 и 12 футов (61, 122, 183, 244, 305, 366 см).

Резьбы готовых для отгрузки штанг смазываются специальной смазкой и защищаются пластмассовыми колпачками и заглушками.

По стандарту АНИ предусмотрен выпуск муфт, которые могут выполняться с лыской под ключ или без нее (рис. 5.32).

Видно, что для штанг 5/8, 3/4, 7/8 и 1,0 дюйма длина муфты одинакова - 101,6 мм (4 дюйма). 

Ниппельная же часть штанги при этом увеличивается. Поэтому при смазывании резьбовых соединений внутренняя полость муфты может переполниться смазкой, что препятствует свинчиванию соединения. 

Поэтому обильная смазка резьбовых соединений не рекомендуется.

На долговечность штанговой колонны большое влияние оказывает момент свинчивания резьбового соединения. Прочность резьбового соединения должна быть не меньше прочности тела штанги.

Правильно свинченное резьбовое соединение должно создавать на упорных торцах муфты и ниппеля такие сжимающие напряжение, чтобы при работе соединения в скважине максимально возможное растягивающее усилие в штангах не могло разжать и раскрыть стык.

При сборке соединения необходимо очищать и смазывать резьбу. Как указывается в работе , это сильно влияет на правильность сборки соединения, так как из 100 % крутящего момента лишь 10 % расходуется на создание сжимающих напряжений, остальные -- на трение.

Для правильного свинчивания колонны необходимо применять специальные механические ключи. Свинчивание вручную штанговой колонны не позволяет достичь требуемых моментов.

Например, для штанги 7/8 дюйма необходимый крутящий момент составляет по данным около 70 кг-м, или при длине рукоятки ключа 0,5 м усилие, прикладываемое рабочим, должно быть не менее 140 кг, что невозможно при серийных операциях.

Как уже указывалось ранее, на долговечность работы колонны большое влияние оказывает технология производства штанги и применяемые при изготовлении методы упрочнения, особенно состояние наружной поверхности тела штанги. Изготовление штанг без упрочнения может привести к образованию микротрещин на теле штанги, которые выступают концентратами напряжений и очагами коррозии.

Появление микротрещин может происходить вследствие неосторожного обращения со штангами в процессе их транспортировки, спускоподъемных операциях и др. Поэтому существуют специальные требования стандарта АНИ по обращению со штангами.

Правила обслуживания и обращения с насосными штангами.

1. При транспортировке и эксплуатации штанг необходимо, чтобы штанги и их концы не ударялись ни обо что, могущее вызвать вмятины или изгиб штанг. Повреждение резьбы предупреждается путем установки предохранительных колпачков и заглушек. Вмятины, искривления или изгиб штанг считаются неисправимыми дефектами и требуют забраковки штанг.

2. Штанги следует по возможности транспортировать и складировать в упаковке до момента установки их в скважине. Для распаковки штанг необходимо пользоваться подходящим инструментом, не повреждающим штанги. В особенности следует опасаться изгиба штанг.

3. Ни в коем случае нельзя бить молотком по предохранительным колпакам резьбы муфты или по самим муфтам, по высаженным концам или лыскам под ключ. Одинединственный удар может повредить любую часть штанги или муфты настолько, что возникает опасность ее преждевременного разрушения.

4. На эксплуатационную вышку или мачту агрегата штанги следует затаскивать поштучно, с особой внимательностью, следя, чтобы штанги не ударялись о землю, мостки либо другую часть вышки или мачты. Кроме того, необходимо предупредить чрезмерное изгибание штанг во время их затаскивания. станок качалка плунжер штанговый насос

5. Для предотвращения неправильного свинчивания необходимо установить вышку или мачту агрегата таким образом, чтобы штанга находилась точно над центром скважины, когда она свободно висит на элеваторе.

6. Когда резьба ниппеля штанги попадает на муфту, штанга должна висеть совершенно прямо, чтобы предупредить косую посадку резьбы. В случае косой посадки необходимо разъединить соединение и обработать ниппель плашкой, а муфту -метчиком. Затем очистить резьбы, проконтролировать их состояние и вновь смазать.

7. Если для свинчивания или развинчивания штанговых соединений применяются ручные ключи, следует применять только ключи, пригодные для данной работы. Для свинчивания, например, рекомендуют применять два ключа с рукоятками соответствующей длины. Как правило, три или четыре сильных удара опытного рабочего дают достаточный крутящий момент.

8. С целью достижения наилучшего равномерного вращающего момента рекомендуется применять пневматические или гидравлические штанговые ключи. При помощи этих ключей удается прикладывать равномерный момент свинчивания. Не допускается многократная перестановка ключа после попадания опорных поверхностей друг на друга, потому что этим создаются вращающие моменты, значительно превышающие расчетные.

9. Для получения удовлетворительного свинчивания резьбовых соединений насосных штанг, резьбы должны быть чистыми, без повреждений и хорошо смазанными. Резьбы должны легко свинчиваться до упора, чтобы передаваемый вращающий момент создавал предварительную затяжку, предотвращающую разъединение контактных поверхностей во время работы насоса.

10. Важнейшее значение имеет техническое состояние автоматических ключей. Крайне важно периодически контролировать все моментомеры и общее состояние всего ключа в целом, потому что в ином случае могут получиться совершенно другие результаты.

11. При разъединении соединений (в особенности ручными ключами) ни в коем случае нельзя ударять  молотком по штанге и муфте. Если не удается разъединить соединение обычным путем, следует  пользоваться соответствующими ключами с рукоятками и удлинителями.

12. Каждую муфту, по которой ударяли молотком, следует отбраковать. Перекручивание соединения повреждает опорные поверхности муфты и штанги, кроме того, могут произойти срыв резьбы ниппеля и образование трещин на закаленных поверхностях.

13. При свинчивании следует обращать внимание на то, чтобы муфта плотно прилегала к бурту штанги. В случае отсутствия плотного прилегания необходимо разъединить соединение, очистить, проконтролировать и вновь смазать.

14. Если штанговая колонна демонтируется, то перед повторным монтажом штанги следует тщательно проконтролировать на дефекты. Штанги с насечками, искривленные или изогнутые, имеют неисправимые дефекты и должны быть забракованы.

15. При развинчивании соединения нельзя повреждать резьбы и бурты.

16. Если нет устройства для подвески штанг на вышке или мачте, демонтаж производится по одной штанге с последующей укладкой без провисания. При этом следует действовать с такой же осторожностью, что была указана выше относительно обращения с новыми штангами.