Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое обрудование

Подождите немного. Документ загружается.

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 - насосно-

компрессорные 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

-151-

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.

-152-

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

НН6А

НН2С

Рис. 4.22. Насосы скважинные

невставные

-153

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

-154-

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

с всасывающим клапаном, на-

винченным на нижний конец. На

всасывающий клапан навинчен

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

НВ1С,

НВ1В

Рис. 4.23. Насосы скважинные

вставные

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

-156-

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 S0

. 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-

-158-

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 нагнеталь-

ных 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

Рис

- Замковая опора ОМ:

„_„ 1 - переводник; 2 - опорное

насоса в скважине.

кольцо; 3 - пружинный якорь;

4 - опорная муфта;

5 - кожух; 6 - переводник

-159-

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).

-160-