Никишенко с. НГПром.оборудов

Рис.4.21. Штанговая скважинная насосная установка:

1 - фундамент; 2 - рама; 3 - электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; 6 - груз; 7 - шатун; 8 - груз; 9 - стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки балансира; 12 - головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга; 15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насоснокомпрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь; 21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный клапан; 27 - всасывающий клапан

- 1 5 1 -

замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине.

Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8...10 м, диаметр 16...25 мм и со­ единяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штан­ га 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.

Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пла­ стовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8...12 м, диаметром 38...100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизиру­ ющий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена по­ лированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по ко­ торому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть.

Глубинный штанговый насос III представляет собой насос оди­ нарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к ко­ лонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с ко­ лонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 - в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидко­ сти. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-ком- прессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпу­ се якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается че­ рез редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующе­ му ьращательное движение выходного вала редуктора через балан­ сир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связан­ ный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступатель­ ное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан зак­ рыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жид­ кости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх - про­ исходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием дав­ ления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное про­ странство цилиндра.

Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой от­ вод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.

- 1 5 2 -

Вопрос 4.14. Скважинные штанговые насосы

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температу­ рой до 130°С, содержанием сероводорода не более 50мг/л, минера­ лизацией воды не более Юг/л.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинар­ ного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металличес­ ким плунжером и шариковыми клапанами. Насосы изготавливают следующих типов:

-НВ1 - вставные с замком наверху;

-НВ2 - вставные с замком внизу;

-НН - невставные без ловителя;

-НН1 - невставные с захватным штоком;

-НН2 - невставные с ловителем

Цилиндр невставного (трубно­

го) скважинного насоса (см. рис. 4.22) присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с под­ вешенным к нему всасывающим кла­ паном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ пример­ но на 6 мм. Применение НСН целе­ сообразно в скважинах с большим де­ битом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным перио­ дом. Для смены насоса (цилиндра) не­ обходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасы­ вающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетатель­ ный клапан и шток с переводником под штанги.

К нижнему концу плунжера с по­ мощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается вса­ сывающий клапан. При работе клапан

- 1 5 3

НН6А НН2С

Рис. 4.22. Насосы скважинные невставные

сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плун­ жеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в на­ сосах НН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НН2С в отличие от насоса НН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасываю­ щего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающе­ го клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщен­ ными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло кор­ пуса поворотом колонны штанг на 1-2 оборота против часовой стрел­ ки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос ННБА позволяет осуществлять форсированный отбор жид­ кости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плун­ жера.

Это достигнуто особой конструкцией его - наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собран­ ном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник слив­ ного устройства вниз и сцепляется с захватом, закрепленным на плун­ жере, при этом сливное отверстие закрывается. При подъеме насоса следует поднять колонну штанг. При этом захват проталкивает зо­ лотник вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделя­ ется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.

Цилиндр вставного насоса (см. рис. 4.23) спускается внутри труб на колонне штанг и монтируется на них с помощью специального зам­ кового соединения. Это позволяет менять вставной насос без спуска и подъема труб. Но при одинаковых диаметрах плунжеров вставной насос требует применения НКТ большего диаметра.

Скважинные насосы исполнения НВ1С предназначены для отка­ чивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости.

Насос состоит из составного цилиндра на нижний конец которо­ го навернут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец - замок плунжера, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резь­ бовые концы которого навинчены: снизу сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху - клетка плунжера. Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленным контргайкой. В расточке верхнего

- 1 5 4 -

переводника цилиндра располо­
жен упор, упираясь на который,
плунжер	обеспечивает срыв
скважинного насоса с опоры.
Клапаны насосов комплектуют­
ся парой «седло - шарик».
Скважинные насосы испол­
нения НВ1Б. Это насосы, по на­
значению, конструктивному ис­
полнению, принципу работы
аналогичны насосам исполнения
НВ1С и отличаются от них толь­
ко тем, что в качестве цилиндра
использованы цельные цилинд­
ры исполнения ЦБ, характеризу­
ющиеся повышенной прочнос­
тью, износостойкостью и транс­
портабельностью по сравнению
с цилиндрами исполнения ЦС.
Скважинные насосы испол­
нения НВ2 имеют область при­
менения	аналогичную области
применения скважинных насо­
сов исполнения НВ 1, однако мо­
гут быть спущены в скважины на
большую глубину.
Конструктивно скважинные
насосы состоят из цилиндра		НВ1С,	НВ1В
с всасывающим клапаном, на­		Рис. 4.23. Насосы скважинные
винченным на нижний конец. На
всасывающий клапан навинчен			вставные

упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра располо­ жен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилин­ дре при остановке насоса.

Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер с нагнетатель­ ным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем кон­ це. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и законт­ ренным контргайкой.

В расточке верхнего конца цилиндра расположен упор.

Насос спускается в колонну насосно-компрессорных труб на ко­ лонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса

155

позволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок. Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.

Цилиндры скважинных насосов выпускают в двух исполнениях:

-ЦБ - цельный (безвтулочный), толстостенный;

-ЦС - составной (втулочный).

Цилиндр втулочного насоса состоит из кожуха, в котором разме­ щены втулки. Фиксация втулок в кожухе обеспечивается гайками.

Втулки подвергаются воздействию переменного внутреннего гид­ равлического давления, обусловленного столбом откачиваемой жид­ кости, и постоянного усилия, возникающего в результате торцевого обжатия рабочих втулок. Втулки всех насосов при различных внут­ ренних диаметрах имеют одинаковую длину - по 300 мм.

Втулки всех насосов изготавливают трех типов: легированные из стали марки 38ХМЮА, стальные из стали марок 45 и 40Х, чугунные марки СЧ26-48.

Легированные втулки изготавливают только тонкостенными, стальные - тонкостенные, с увеличенной толщиной стенки и толсто­ стенные, чугунные - толстостенные.

Для увеличения долговечности внутреннюю поверхность втулок упрочняют физико-термическими методами: чугунные - закалива­ ют токами высокой частоты, стальные азотируют, цементируют, нит­ рируют. В результате этой обработки твердость поверхностного слоя составляет до 80 HRc.

Механическая обработка втулок заключается в шлифовании и хонинговании. Основные требования к механической обработке - высокий класс точности и чистоты внутренней поверхности, а также перпендикулярность торцов к оси втулок.

Макрогеометрические отклонения внутреннего диаметра втулки должны быть не более 0,03 мм. Плоскостность торцевых поверхнос­ тей должна обеспечивать равномерное непрерывное пятно по краске не менее 2/3 толщины стенок втулки.

Цельнотянутые цилиндры представляют собой длинную сталь­ ную трубу, внутренняя поверхность которой рабочая. Труба при этом играет роль и цилиндра и кожуха одновременно. Подобная конструк­ ция лишена таких недостатков, как негерметичность между торцами рабочих втулок, искривление оси цилиндра. При этом увеличивает­ ся жесткость насоса и создается возможность использовать плунжер большого диаметра при одинаковом по сравнению с втулочным на­ сосом наружном диаметре.

Плунжер глубинного насоса представляет собой стальную трубу с внутренней резьбой на концах. Для всех насосов длина плунжера постоянна и составляет 1200 мм. Их изготавливают из стали 45, 40Х или 38ХМЮА. По способу уплотнения зазора цилиндр - плунжер

- 1 5 6 -

различают полностью металлические и гуммированные плунжеры. В паре металлический плунжер - цилиндр уплотнение создается нор­ мированным зазором большой длины, в гуммированных - за счет манжет или колец, изготовленных из эластомера или пластмассы.

В настоящее время применяют плунжеры (рис. 4.24): а) с гладкой поверхностью; б) с кольцевыми канавками; в) с винтовой канавкой;

г) с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой и скошен­ ным концом в верхней части («пескобрей»);

д) манжетные плунжеры; е) гуммированные плунжеры.

Рис. 4.24. Плунжеры:

а- гладкий (исполнение Г); б - с кольцевыми канавками (исполнение К);

в- с винтовой канавкой (исполнение В);

-типа «пескобрей» (исполнение П); д - манжетный, гуммированный плунжер; 1 - корпус плунжера; 2 - самоуплотняющееся резиновое кольцо;

3 - набухающие резиновые кольца

157-

Использование большого количества разнообразных конструкций плунжеров обусловлено необходимостью обеспечения при любых условиях эксплуатации герметичности зазора, высокой долговечно­ сти пары цилиндр - плунжер (при этом стремятся по возможности уменьшить силы трения).

В «песчаных» скважинах применяют плунжеры, конструкция ко­ торых либо обеспечивает вынос абразива из зазора (рис. 4.24, б), либо не допускают его попадания туда (рис. 4.24, в). Все эти плунжеры ра­ ботают с меньшими усилиями трения, чем манжетный гуммирован­ ный, который применяют для откачки жидкости, не содержащей аб­ разив. Последний обеспечивает максимальную герметичность, но при его работе возникают большие силы трения.

Для обеспечения высокой долговечности насоса большое значе­ ние имеет предотвращение задиров трущихся поверхностей. Причи­ ной этого явления бывает как содержащийся в откачиваемой жидко­ сти абразив, так и появление локальных зон сухого трения пары плун­ жер - цилиндр в результате разрыва в зазоре пленки откачиваемой жидкости. Чтобы обеспечить нормальную работу пары сопряженных деталей, применяют плунжеры с углублениями и канавками (см. рис. 4.24, б и е), либо увеличивают твердость рабочей поверхности плун­ жера путем цементирования или хромирования. Хромированные плунжеры наиболее долговечны и имеют более низкий коэффициент трения, чем цементированные. Помимо этого, слой хрома обеспечи­ вает хорошую коррозионную стойкость при работе в скважинах с высоким содержанием S02 . Необходимо отметить, что хромирова­ ние - сравнительно дорогой процесс, вследствие чего более широкое применение имеют плунжеры не хромированные, а из углеродистой стали, закаленные токами высокой частоты. По величине зазора меж­ ду цилиндром и плунжером насосы подразделяются на три группы:

I группа (тугая посадка плунжера) с зазором между плунжером и цилиндром 20...70 мкм, предназначена для подъема маловязкой пла­ стовой жидкости с невысоким содержанием песка, повышенным вы­ делением газа при больших глубинах подвески насоса;

II группа (средняя посадка) с зазором 70...120 мкм, предназначе­ на для подъема пластовой жидкости средней вязкости с высоким со­ держанием газа при средних глубинах подвески;

III группа (слабая посадка) с зазором более 120 мкм, предназна­ чена для подъема очень вязкой нефти из сильно обводненных сква­ жин при малой глубине подвески насоса.

Клапаны глубинных скважинных насосов выполняют шариковы­ ми, так как в условиях работы глубинных насосов они обладают наи­ большей работоспособностью по сравнению с другими (конически­ ми и плоскими) конструкциями. Большой срок их службы объясня-

- 1 5 8 -

Рис.4.25. Шариковые клапаны с буртом (а) и гладкой наружной поверхностью {б)

ется хорошей притиркой шарика к седлу во время ра­ боты при длительном сохра­ нении шариком своих раз­ меров вследствие большой его активной поверхности.

В зависимости от кон­ струкции седла шариковые клапаны бывают с буртом и с гладкой наружной повер­ хностью (рис. 4.25). После­ дние применяют, как пра­ вило, в качестве нагнетальных клапанов.

Седла клапанов симметричны и при износе одной из кромок поверхности сед­ ла их поворачивают (переставляют) на 180° для использования другой поверхности.

Для обеспечения герметичности стыка шарик - седло внутренняя кром­ ка седла имеет фаску.

Твердость шарика всегда назначает­ ся выше твердости седла, так как при работе шарик должен сохранить свою форму. Твердость шарика обычно быва­ ет 56...70 HRc, седла 40...50 HRc.

Шарик и седло изготавливают из вы­ сокоуглеродистой стали, а в ряде случа­ ев (например, в коррозионной среде) - из бронзы.

Замковая опора предназначена для закрепления цилиндра скважинных на­ сосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб.. Высокая точность изготовления поверхностей де­ талей опоры должна обеспечивать надеж­ ную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одно­

временно предотвращать искривление Р и с - 4-26- Замковая опора ОМ:

„_„	1 - переводник; 2 - опорное
насоса в скважине.	г~
	кольцо; 3 - пружинный якорь;
	4 - опорная муфта;
	5 - кожух; 6 - переводник

- 1 5 9 -

Замковая опора ОМ (рис. 4.26) состоит из переводника 1, опорно­ го кольца 2, пружинного якоря 3, опорной муфты 4, кожуха 5 и пере­ водников 6.

Переводник 1 имеет на верхнем конце гладкую коническую резь­ бу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-ком- прессорных труб. Кольцо изготовляют из нержавеющей стали. Ко­ нической внутренней (15°) фаской оно сопрягается с ответной кони­ ческой поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметич­ ную посадку насоса.

Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения дви­ жущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного обо­ рудования.

Рубашка, на нижний конец которой навинчен переводник, при­ соединяется к нижней резьбе муфты и служит для предотвращения изгиба и поперечных перемещений цилиндра при работе насоса, а так­ же для подвешивания труб под опору.

Вопрос 4.15. Режим работы скважинных насосов. Динамограмма работы

Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие - динамометрированием ШСНУ. Оно осуществляется с помощью динамографа. В зависимос­ ти от принципа работы различают механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и другие дина­ мографы. В наиболее распространенном гидравлическом динамогра­ фе типа ГДМ-3 (рис. 4.27) действующая на шток нагрузка передается через рычажную систему на мембрану камеры 9, заполненной жид­ костью (спиртом или водой), где создается повышенное давление. Давление жидкости в камере, пропорциональное нагрузке на шток, передается по капиллярной трубке 8 на геликсную пружину 7. При увеличении давления геликсная пружина разворачивается, а перо 6, прикрепленное к ее свободному концу, чертит линию на бумажном диаграммном бланке 5. Бланк закреплен на подвижном столике, ко­ торый с помощью приводного механизма перемещается пропорцио­ нально ходу устьевого штока. В результате получается развертка на­ грузки р в зависимости от длины хода s.

Для снятия динамограммы измерительную часть динамографа (месдозу и рычаг) вставляют между траверсами канатной подвески штанг, а нить 1 приводного механизма самописца прикрепляют к не­ подвижной точке (устьевому сальнику). Масштаб хода изменяют сме­ ной диаметра шкива 2 самописца (1 :15,1 : 30, 1:45), а усилия - пере­ становкой опоры месдозы и рычага (40, 80 и 100 кН).

- 1 6 0 -