Умралиев Б.Т., Ермеков М.М. Капитальный ремонт скважин

Подождите немного. Документ загружается.

% всех разрушений составляют разрушения по телу штанги, а в

неглубоких скважинах с большими дебитами преобладают неполадки из-

за нарушений резьбовых соединений. Резьба штанг обычно нарушается по

сечениям, расположенным в зоне первых двух ее витков; это объясняется

тем, что на их долю приходится почти половина всего усилия, переда-

ваемого штангами.

Штанговые скважинные насосы (рис. 2.8) изготавливают со

следующими номинальными диаметрами цилиндров (мм): 28, 32, 38, 43,

55, 68, 82, 93. Фактические диаметры могут отличаться от номинальных

на 1—2 мм в большую сторону, что объясняется повторным

использованием плунжеров и цилиндров после их реставрации на заводах.

Извлечение всасывающего клапана трубного насоса с помощью Штанг

позволяют две конструкции: в одной из них клетка клапана соединена

захватным штоком с плунжером (насос НГН-1), во второй — имеет

специальный наконечник, который может быть захвачен ловителем,

установленным в нижней части плунжера (насос НГН-2). И тот и другой

клапан устанавливаются на коническую посадочную поверхность седел,

расположенных в нижней части цилиндров.

Для извлечения всасывающего клапана насоса НГН-1 достаточно

поднять плунжер на поверхность, при подъеме его из цилиндра

захватный шток сорвет клапан в сборе с посадочного седла. Для

выполнения аналогичной операции с насосом НГН-2 плунжер

необходимо спустить в крайнее нижнее положение и захватить ловителем

наконечник, вращая штанги по часовой стрелке.

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром, все

насосы делятся на три группы посадки 0, 1,2. Зазор в них соответственно

составляет 0—45, 20—70, 70—120 мкм. Чем больше зазор и меньше

вязкость откачиваемой нефти, тем больше ее перетечет между плунжером

и цилиндром во время его хода вверх. Обратная зависимость наблюдается

между скоростью подъема плунжера вверх, т. е. между числом двойных

качаний и величиной утечек. Поэтому насосы с максимальным зазором,

как правило, применяют в неглубоких скважинах для откачки вязких

нефтей с большими отборами жидкости, насосы со средним зазором при

откачке нефти со средних глубин, с минимальным - при откачке нефти из

глубоких скважин с полным отсутствием песка.

Насос состоит из следующих основных узлов: цилиндра, плунжера,

клапанов.

Цилиндр насоса собирают из коротких (длиной 300 мм) стальных или

чугунных втулок, вставленных в кожух и сжатых с торцов муфтами

кожуха. Число втулок в насосах определяет длину хода плунжера и может

достигать 27, а в отдельных случаях и больше.

В настоящее время у нас в стране освоен выпуск безвтулочных

насосов, цилиндр которых изготовляется из стальной бесшовной трубы,

внутренняя поверхность которой обработана по высокому классу

точности и с высокой чистотой поверхности.

Плунжер насоса изготавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5; 1,8

м. Его наружная поверхность хромирована и бывает гладкой, с

кольцевыми, винтовыми канавками или же с острой фаской «пескобрей».

Помимо этого выпускаются плунжеры с резиновыми кольцами для

уплотнения зазора, располагаемыми в специальных канавках.

Для увеличения долговечности пары деталей плунжер — цилиндр,

обусловленной в основном абразивным изнашиванием, их рабочие

поверхности обрабатывают для придания им возможно большей твердости

термохимическим способом, а плунжер хромируют. Одновременно это

увеличивает стойкость этих деталей против коррозии. Увеличение

твердости поверхности деталей позволяет уменьшить, а в ряде случаев

вообще исключить внедрение в них абразивных частиц, выносимых из

пласта потоком пластовой жидкости. Поскольку попадание песка в зазор

исключить полностью не удается, для сведения к минимуму вредного

влияния песка на рабочей поверхности плунжера предусматривают ради-

альные или винтовые

Рис. 2.8. Принципиальная схема скважинных штанговых насосов:

а) невставной насос с штоком типа НГН-1; б-невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1-

нагнетательные клапаны; 2-цилиндры; 3-плунжеры; 4-патрубки удлинители; 5- всасывающие

клапаны; 6-седла конусов; 7-захватный шток; 8-второй нагнетательный клапан; 9-ловитель; 10-

наконечник для захвата клапана; в-невставной насос типа НГВ-1; 1-штанга, 2-НКТ; 3-

посадочный конус, 4-замковая опора; 5-цилиндр; 6-плунжер; 7-направляющая трубка

канавки, в которых собирается песок, попавший в зазор между плунжером

и цилиндром.

Другим не менее важным назначением канавок на боковой поверхности

плунжера является его гидравлическое центрирование, т. е. исключение

«прилипания» сухих поверхностей плунжера и цилиндра друг к другу,

сопровождаемого эксцентричным смещением их осей и усугубляемого

давлением пластовой жидкости, проникающей в зазор и еще больше

прижимающей детали друг к другу. Страгивание плунжера в таком случае

требует приложения значительных усилий и сопровождается ускоренным

износом деталей. Наличие же канавок позволяет подвести жидкость в

зазор со всех сторон и исключить, таким образом, это явление.

Если гранулометрический состав песка, выносимого из сква-

жины, постоянный, то наиболее эффективно применение плунжеров типа

«пескобрей», имеющих на верхней кромке острую фаску, снимающую при

движении с рабочей поверхности цилиндра песчинки исключающую,

таким образом, их попадание в зазор, который должен выбираться в

соответствии с размерами зерен песка. Клапаны насоса являются

наиболее уязвимым его узлом. Работа клапана сопровождается

ударами шарика по –седлу во время его посадки под действием столба

жидкости. Клапан не просто опускается на седло; он может ударяться об

одну из сторон кромки седла, отскакивать от нее и, прежде чем

окончательно лечь на седло, совершить несколько соударений. Удары

клапана о седло усугубляются действием пластовой жидкости, которая

содержит песок и, устремляясь через зазор между шариком и седлом,

размывает детали. Давление, которое должен выдерживать клапан, весьма

значительное; например, при глубине скважины 1000 м оно составляет

порядка 10 МПа.

Использование в конструкции ШСН клапанов шарового типа,

состоящих из седла и шарика, обусловлено их высокой по сравнению с

другими конструкциями долговечностью в сочетании с простотой.

Новые клапаны, устанавливаемые в насосы, обладают высокой

герметичностью (перед сборкой их проверяют на специальном стенде,

создавая под клапаном вакуум). Во время работы вся боковая

поверхность шарика, обтекаемая потоком пластовой жил кости,

последовательно и равномерно нагружается при соударении с седлом; на

ней образуются риски или канавки, по которым пластовая жидкость

перетекает из верхней (полости высокого давления) в нижнюю полость

малого давления. Истечение жидкости происходит под большим напором.

Поскольку она содержит в себе абразив — твердые частички песка,—

происходит размыв (эрозия) шарика и рабочей кромки седла. Если

разрушению подвергается только шарик, то местное нарушение его

правильной формы еще не приводит к полному выходу из строя насоса

или значительному уменьшению подачи, поскольку шарик продолжает

опускаться на седло целой частью сферической поверхности. Это

обусловлено тем, что центр тяжести шарика смещается в сторону,

противоположную месту образования дефекта, в силу чего преи-

мущественное его местонахождение в верхней части шара. Этому

способствует также и гидродинамическое действие потока жидкости,

обтекающего шар во время его открытия и стремящегося повернуть его

дефектом вверх.

Таким образом, шаровой клапан является саморегулирующимся

устройством, обеспечивающим равномерный износ рабочих поверхностей

его деталей.

При появлении дефектов на кромке седла процесс его разрушения носит

прогресс сирующий характер, который быстро приводит к его промыву и

резкому уменьшению подачи насоса. Для увеличения долговечности

клапана для его седла предусматривается более высокая твердость, чем

для шара, обеспечивая, таким образом, при попадании между ним и

шаром твердых песчинок преимущественный износ шара.

Для увеличения долговечности насоса в некоторых конструкциях

используют два последовательно установленных клапанных узла.

Стремление увеличить длину хода штанг и сократить при этом массу

установки, избавиться от необходимости сооружения дорогостоящего

массивного фундамента привело к использованию для привода

штангового скважинного насоса гидроприводных установок.

В нашей стране используются гидроприводные установки (рис. 2.9), в

которых в качестве уравновешивающего груза использована колонна

насосно-компрессорных труб с пластовой жидкостью, находящейся в ней.

Эти установки имеют следующие основные узлы и детали.

Силовой орган — гидроцилиндр, поршень которого посредством штока

и колонны штанг соединен с плунжером скважинного насоса.

Уравновешивающее устройство — трубный гидроцилиндр, поршень

которого связан штоком с верхней траверсой и двумя тягами.

Рис. 2.9. Штанговая

гидроприводная уста-

новка с использованием в

качестве уравновеши-

вающего груза колонны

НКТ:

1-гидроцилиндр; 2-

поршень; 3-шток; 4-

трубный гидроцилиндр;

5-шток; 6-фальшток; 7-

тяга; 8-гидравлическая

панель; 9-насос

гидропривода; 10-бак; 11-

нгижняя траверса; 12-

колонна штанг; 13-

колонна НКТ; 14-плунжер

скважинного насоса; 15-

цилиндр скважинного

насоса; 16-гибкий шланг

Последние, в свою очередь, посредством нижней

траверсы соединены с колонной насосно-

компрессорных труб, к нижней части которой

крепится цилиндр скважинного насоса. Кроме того,

под поршнем располагается фальшток.

Привод состоит из силового насоса,

перекачивающего жидкость из бака попеременно в

верхние полости гидроцилиндров, (коммутация

потоков рабочей жидкости осуществляется гидравли-

ческой панелью.

Система реверсирования (на схеме не показана)

служит для торможения, остановки и разгона

поршней при подходе их к крайним положениям.

Система компенсации утечек (на схеме не показана)

обеспечивает постоянство объема рабочей жидкости

в подпоршневых полостях штангового и трубного

цилиндров.

Для соединения подвижных НКТ с промысловым

коллектором служит гибкий шланг.

Установка работает следующим образом.

Подаваемая насосом из бака рабочая жидкость через

золотник направляется в верхнюю полость

штангового гидроцилиндра. При этом поршень

перемещается вниз, а вместе с ним шток, колонна

штанг и связанный с ней плунжер. Рабочая жидкость

из нижней (штоковой) полости цилиндра по трубо-

проводу вытесняется в

нижнюю полость трубного

цилиндра и перемещает его поршень вверх.

Схемы установок отличаются друг от друга

компоновкой, позволяющей при относительно малых

вертикальных размерах достигнуть значительных

длин ходов штанг относительно НКТ.

Вместе с ним перемещается вверх цилиндр

скважинного насоса. Таким образом, плунжер

движется вниз, а колонна труб вверх — происходит

ход всасывания.

При подаче рабочей жидкости в верхнюю полость

трубного гидроцилиндра поршень, а вместе с ним

колонна НКТ и цилиндр скважинного насоса

перемещаются вниз. Рабочая жидкость из

подпоршневой целости трубного цилиндра вытес-

няется в штанговый цилиндр, поршень которого

перемещается вверх. Вместе с поршнем

перемещаются колонна штанг и связанный с ней

плунжер скважинного насоса. Плунжер при этом

перемещается вверх, а цилиндр вниз— происходит

ход нагнетания.

Колонна насосно-компрессорных труб

герметизируется уплотнением, через которое

пропущен устьевой шток, а затрубное пространство

— уплотнением, установленным на фланце обсадной

колонны.

Для нормальной работы установки необходимо поддерживать

постоянным объем рабочей жидкости в подпоршневых полостях. Для

компенсации утечек как во внутренние полости цилиндров, так и в

атмосферу в установке предусмотрена система компенсации утечек,

состоящая из управляющего клапана и вспомогательного насоса. При

уменьшении объема рабочей жидкости меньше допустимого муфта,

соединяющая шток и колонну штанг, нажимает на клапан, который в

свою очередь включает вспомогательный насос, заполняющий маслом

подпоршневую полость до необходимого объема.

Уравновешивание установки, т. е. обеспечение постоянной нагрузки на

двигатель при ходе штанг вверх и вниз, происходит в результате

использования колонны насосно-компрессорных труб в качестве

уравновешивающего груза.

Монтаж установки непосредственно на фланце колонной головки

приводит к необходимости съема ее перед подземным ремонтом и

укладки рядом со скважиной на специальном приспособлении. После

ремонтных работ установку вновь монтируют на устье скважины.

2.4. Установки центробежных насосов

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата,

включающего насос, электродвигатель, гидрозащиту, кабельную линию,

колонну насосно-компрессорных труб, оборудование устья скважины и

наземное электрооборудование — трансформатор и станцию управления.

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается

от обычных центробежных насосов: при вращении рабочего колеса

увеличивается напор жидкости, протекающей через него. Поскольку одна

ступень центробежного насоса создает небольшое давление — порядка

0,05 МПа, для достижения давления, необходимого для подъема жидкости

из скважины на поверхность, используют ряд последовательно

соединенных ступеней.

Насос (рис. 2.10) состоит из набора последовательно установленных в

корпусе секций (до 120 в одном блоке), каждая из которых включает в

себя направляющий аппарат и рабочее колесо. Направляющие аппараты

установлены неподвижно внутри корпуса, а рабочие колеса насажены на

один общий вал и соединены с ним призматической шпонкой. Посадочные

размеры колес и вала таковы, что рабочие колеса могут свободно

перемещаться в осевом направлении. Это позволяет во время работы в

установившемся режиме каждому рабочему колесу опираться на торцевой

выступ расположенного под ним направляющего аппарата. Благодаря

этому осевое усилие, обусловленное перепадом давления, создаваемого

каждой ступенью, передается от колеса, минуя вал, на направляющий

аппарат и корпус насоса. Для уменьшения трения между колесами и

направляющими аппаратами устанавливают текстолитовые шайбы,

запрессованные в кольцевые пазы, расположенные на колесе. Эти шайбы

также уплотняют зазор и препятствуют обратному перетоку жидкости.

Для уменьшения силы трения между дисками при наличии осевого

усилия, направленного снизу вверх, например при запуске насоса с

открытой выкидной задвижкой, в верхней части рабочих колес также

предусмотрены текстолитовые шайбы. При возникновении подобного

усилия оно передается от колес к направляющим аппаратам,

расположенным над ними, и далее на корпус.

Для восприятия осевого усилия, возникающего в результате давления

жидкости на торец вала, а также его собственного веса, служит опорная

пята

Рис. 2.10. Погружной электронасос:

1-верхняя секция с ловильной головкой; 2- нижняя секция;

3-шлицевая муфта; 4-опорная пята; 5-корпус подшипника;

6-направляющий аппарат; 7-рабочее колесо; 8-корпус; 9-

вал; 10-шпонка; 11-подшипник скольжения; 12-защитная

втулка; 13-основание; 14-фильтр; 15-приводная муфта

Рис. 2.11. Погружной электродвигатель:

1-крышка верхняя; 2-крышка кабельного ввода; 3- колодка

кабельного ввода; 4-муфта; шлицевая; 5-пята; 6-

подпятник; 7-головка; 8-фильтр; 9-турбина; 10-статор; 11-

ротор; 12-основание; 13-крышка

нижняя

в верхней части насоса. Радиальные усилия воспринимаются

подшипниками скольжения.

В верхней части корпуса насоса нарезана внутренняя резьба для

соединения его с НКТ, а также располагаются ловильная головка и

обратный клапан. Обратный клапан препятствует вытеканию пластовой

жидкости, заполняющей внутреннюю полость колонны подъемных труб,

при остановке насоса.

Если глубина погружения велика и создаваемый напор недостаточен,

то погружной насос может компоноваться из нескольких секций. В этом

случае общее количество ступеней в агрегате может достигать 400.

Во время работы насоса пластовая жидкость поступает через сетчатый

фильтр, расположенный в нижней части насоса, последовательно

проходит ступени и через отверстия корпуса подшипника, по корпусу

попадает во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб.

Погружной электродвигатель служит для привода погружного

центробежного насоса. Условия работы двигателя — расположение в

пластовой жидкости, находящейся под большим гидростатическим

давлением,— предопределяют особенности его конструкции —

заполнение его внутренней полости маслом, малый наружный диаметр и

соответственно большую длину. Основное условие надежной работы

двигателя — герметичность его внутренней полости.

Двигатель (рис. 2.11) состоит из статора, ротора, головки и основания.

В верхней и нижней частях корпуса имеются фланцы для соединения

двигателя с протектором и компенсатором. Корпус изготовлен из

стальной трубы, к которой с помощью резьбовых соединений

присоединены головка и основание двигателя. Магнитопровод статора

собран из активных и немагнитных жестей, в пазах которых

располагается обмотка.

К концам обмотки статора припаяны выводные концы из мно-

гожильного медного провода, соединяющие их со штепсельными

гильзами, в которые входят штепсельные наконечники кабеля. Активная

часть магнитопровода совместно с обмоткой создает вращающееся

магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами для промежуточных

подшипников ротора.

Ротор двигателя короткозамкнутый, многосекционный, состоит из

вала, на который напрессованы сердечники. Вал выполнен из

калиброванной трубы, а сердечник — из листовой электротехнической

стали, в пазы которого уложены медные стержни, образующие обмотку

ротора. Сердечники и радиальные подшипники, чередуясь, установлены

на валу. Сердечники соединены с валом шпонками, а весь их набор

стянут в осевом направлении гайками.

На валу установлена турбинка, служащая для принудительной

циркуляции масла, обеспечивающего отвод тепла от наиболее нагретых

деталей. Масло циркулирует через пазы магнитопровода, отверстие в валу

двигателя и фильтр, где очищается от продуктов износа, появляющихся в

процессе работы двигателя.

Осевые нагрузки на вал двигателя воспринимают подпятники,

расположенные в головке двигателя. Переводник в нижней части

двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и

клапана для закачки масла в двигатель.

Малый диаметр корпуса двигателя обусловлен необходимостью

размещения его в скважине, большая длина — достижением нужного

крутящего момента. Для создания двигателей большой мощности

используют двигатели секционного исполнения, состоящие из верхней

и нижней секций, собираемых на устье скважины перед спуском в

скважину. Соединяют секции с помощью фланцев, при этом

автоматически соединяются полумуфты электрического соединения,

обеспечивающего последовательное включение обмоток.

Гидрозащита погружного насоса служит для предотвращения

проникновения во внутреннюю полость электродвигателя пластовой

жидкости. Она состоит из протектора, устанавливаемого между

двигателем и насосом, и компенсатора, присоединенного к основанию

двигателя.

Протектор (рис. 2.12) состоит из двух камер, заполняемых рабочей

жидкостью двигателя, разделенных эластичной диафрагмой с торцовыми

уплотнениями. Вал протектора установлен на трех подшипниках,

воспринимающих радиальную нагрузку, и опирается на

гидродинамическую пяту, воспринимающую осевые усилия.

В нижней части протектора расположен обратный клапан для

выравнивания давлений в протекторе и скважине. При транспортировке

клапан закрыт пробкой, которую необходимо выворачивать перед

спуском агрегата в скважину.

Компенсатор (рис.2.13) представляет собой стальной корпус (внутри

которого размещена эластичная диафрагма), заполненный рабочей

жидкостью электродвигателя. Полость за диафрагмой сообщается со

скважиной через несколько отверстий.

Компенсатор имеет пробки для заправки его полости рабочей жид-

костью.

Кабель для подвода электроэнергии к погружному электродвигателю

соединяется с двигателем при помощи специальной муфты. Поскольку

диаметр погружного агрегата больше диаметра колонны подъемных труб,

применяют кабель двух типов — состоящий из скрученных жил,

располагающейся вдоль колонны труб, и плоский — у погружного

агрегата. Применяют кабели, состоящие из одно- или многопроволочных

жил, изолированных двумя слоями полиэтилена и защищенных

эластичной подушкой и металлической броней. Кабель крепится к

колонне НКТ и погружному агрегату с помощью специальных хомутов.

Оборудование устья предназначено для герметизации внутренней

полости НКТ, затрубного пространства, пропуска кабеля из кольцевого

пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, удержания

колонны НКТ, контроля и регулирования режима работы скважины. Оно

состоит (рис. 2.14) из корпуса, в котором располагается муфтовая

подвеска, обеспечивающая удержание колонны подъемных труб, манжет,

уплотняющих ввод в скважину силового кабеля и обеспечивающих его

герметизацию.

Муфтовая подвеска труб смещена относительно центра скважины, что

позволяет расположить кабель возможно дальше от стенки

эксплуатационной колонны и уменьшить его повреждения.

Оборудование устья имеет боковой и вертикальный стволы,

оборудованные пробковыми кранами и вентилем.

Станция управления предназначена для управления установкой и

обеспечивает: включение и отключение установки, работу в ручном и

автоматическом режимах, управление установкой с диспетчерского

пункта, подключение программного реле времени, самозапуск

электродвигателя с заданной выдержкой времени после появления

напряжения, отключение двигателя при появлении в цепи тока короткого

замыкания, перегрузке его или падении напряжения в сети, управление

двигателем в соответствии с командами, поступающими с диспетчерского

пункта, программного реле времени или электроконтактных манометров,