Вопрос 4.14. Скважинные штанговые насосы

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температу­рой до 130°С, содержанием сероводорода не более 50мг/л, минера­лизацией воды не более 10г/л.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинар­ного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металличес­ким 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 (трубно­го) 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 под­вешенным к нему всасывающим кла­паном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ пример­но на 6 мм. Применение НСН целе­сообразно в скважинах с большим де­битом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным перио­дом. Для смены насоса (цилиндра) не­обходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасы­вающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетатель­ный клапан и шток с переводником под штанги.

К нижнему концу плунжера с по­мощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается вса­сывающий клапан. При работе клапан

ННБА

НН2С

-153-

сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плун­жеру 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 на­сосах НН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НН2С в отличие от насоса НН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасываю­щего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающе­го клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщен­ными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло кор­пуса поворотом колонны штанг на 1 -2 оборота против часовой стрел­ки 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 жид­кости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плун­жера.

Это достигнуто особой конструкцией его - наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собран­ном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник слив­ного устройства вниз и сцепляется с захватом, закрепленным на плун­жере, при этом сливное отверстие закрывается. При подъеме насоса следует поднять колонну штанг. При этом захват проталкивает зо­лотник вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделя­ется 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 зам­кового 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 отка­чивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости.

Насос состоит из составного цилиндра на нижний конец которо­го навернут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец -замок плунжера, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резь­бовые 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

-154-

переводника цилиндра располо­жен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуют­ся парой «седло - шарик».

Скважинные насосы испол­нения НВ1Б. Это насосы, по на­значению, конструктивному ис­полнению, принципу работы аналогичны насосам исполнения НВ1С и отличаются от них толь­ко тем, что в качестве цилиндра использованы цельные цилинд­ры исполнения ЦБ, характеризу­ющиеся повышенной прочнос­тью, износостойкостью и транс­портабельностью по сравнению с цилиндрами исполнения ЦС.

Скважинные насосы испол­нения НВ2 имеют область при­менения аналогичную области применения скважинных насо­сов исполнения НВ1, однако мо­гут быть спущены в скважины на большую глубину.

Конструктивно скважинные насосы состоят из цилиндра с всасывающим клапаном, на­винченным на нижний конец. На всасывающий клапан навинчен

упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра располо­жен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилин­дре при остановке насоса.

Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер с нагнетатель­ным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем кон­це. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и законт­ренным контргайкой.

В расточке верхнего конца цилиндра расположен упор. • Насос спускается в колонну насосно-компрессорных труб на ко­лонне 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 разме­щены втулки. Фиксация втулок в кожухе обеспечивается гайками.

Втулки подвергаются воздействию переменного внутреннего гид­равлического давления, обусловленного столбом откачиваемой жид­кости, и постоянного усилия, возникающего в результате торцевого обжатия рабочих втулок. Втулки всех насосов при различных внут­ренних 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 толсто­стенные, чугунные - толстостенные.

Для увеличения долговечности внутреннюю поверхность втулок упрочняют физико-термическими методами: чугунные - закалива­ют токами высокой частоты, стальные азотируют, цементируют, нит­рируют. В результате этой обработки твердость поверхностного слоя составляет до 80 НКс.

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 поверхнос­тей должна обеспечивать равномерное непрерывное пятно по краске не менее 2/3 толщины стенок втулки.

Цельнотянутые цилиндры представляют собой длинную сталь­ную трубу, внутренняя поверхность которой рабочая. Труба при этом играет роль и цилиндра и кожуха одновременно. Подобная конструк­ция лишена таких недостатков, как негерметичность между торцами рабочих втулок, искривление оси цилиндра. При этом увеличивает­ся жесткость насоса и создается возможность использовать плунжер большого диаметра при одинаковом по сравнению с втулочным на­сосом 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

-156-

различают полностью металлические и гуммированные плунжеры. В паре металлический плунжер - цилиндр уплотнение создается нор­мированным 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 скошен­ным 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);

г - типа 4пескобрей» (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 долговечно­сти пары цилиндр - плунжер (при этом стремятся по возможности уменьшить силы трения).

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

Для обеспечения высокой долговечности насоса большое значе­ние имеет предотвращение задиров трущихся поверхностей. Причи­ной этого явления бывает как содержащийся в откачиваемой жидко­сти абразив, так и появление локальных зон сухого трения пары плун­жер - 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 плун­жера путем цементирования или хромирования. Хромированные плунжеры наиболее долговечны и имеют более низкий коэффициент трения, чем цементированные. Помимо этого, слой хрома обеспечи­вает хорошую коррозионную стойкость при работе в скважинах с высоким содержанием SО₂. Необходимо отметить, что хромирова­ние - сравнительно дорогой процесс, вследствие чего более широкое применение имеют плунжеры не хромированные, а из углеродистой стали, закаленные токами высокой частоты. По величине зазора меж­ду 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 пла­стовой жидкости с невысоким содержанием песка, повышенным вы­делением газа при больших глубинах подвески насоса;

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

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

Клапаны глубинных скважинных насосов выполняют шариковы­ми, так как в условиях работы глубинных насосов они обладают наи­большей работоспособностью по сравнению с другими (конически­ми и плоскими) конструкциями. Большой срок их службы объясня-

-158-

ется хорошей притиркой шарика к седлу во время ра­боты при длительном сохра­нении шариком своих раз­меров вследствие большой его активной поверхности

В зависимости от кон­струкции седла шариковые клапаны бывают с буртом и с гладкой наружной повер­хностью (рис. 4.25). После­дние применяют, как пра­вило, в качестве нагнетальных клапанов.

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

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

Твердость шарика всегда назначается выше твердости седла, так как при работе шарик должен сохранить свою форму. Твердость шарика обычно быва­ет 56...70 НКс, седла 40...50 НКс.

Шарик и седло изготавливают из вы­сокоуглеродистой стали, а в ряде случа­ев (например, в коррозионной среде) -из бронзы.

Замковая опора предназначена для закрепления цилиндра скважинных на­сосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб.. Высокая точность изготовления поверхностей деталей опоры должна обеспечивать надеж­ную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одно­временно предотвращать искривление насоса в скважине.

-159-

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

Переводник 1 имеет на верхнем конце гладкую коническую резь­бу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготовляют из нержавеющей стали. Ко­нической внутренней (15°) фаской оно сопрягается с ответной кони­ческой поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметич­ную посадку насоса.

Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения дви­жущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного обо­рудования.

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

Дата добавления: 2014-11-06