Штанговые глубинные насосы, их эксплуатация

Штанговые глубинные насосы (ШГН) представляют собой вертикальную одноступенчатую и одноплунжерную конструкцию одинарного действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером, нагнетательным и всасывающим 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. 3.18) 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.

Рисунок 3.18 – Насосы глубинные невставные

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 клапансажается 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.

В насосе НН2 в отличие от насоса НН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. 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.

Цилиндр вставного насоса (см. рис. 3.19) 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 верхнегопереводника цилиндра располо­жен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуют­ся парой «седло - шарик».

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 навинченупорный 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.

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 насосапозволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок.

Цилиндры скважинных насосов выпускают в двух исполнениях:

- ЦБ - цельный (безвтулочный), толстостенный;

- ЦС - составной (втулочный).

Рисунок 3.19 – Насосы глубинные вставные

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.

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.

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. В настоящее время применяют плунжеры (рис. 3.20):

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.

 

Рисунок 3.20 - 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

 

В «песчаных» скважинах применяют плунжеры, конструкция ко­торых либо обеспечивает вынос абразива из зазора (рис. 3.20, б), либо не допускают его попадания туда (рис. 3.20, в).

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. 3.20, б и е), либо увеличивают твердость рабочей поверхности плун­жера путем цементирования или хромирования.

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 объясняется 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. 3.21).

Рисунок 3.21 – Шариковые клапаны с буртом (а) и гладкой наружной поверхностью (б)

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

 

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..

Замковая опора ОМ (рис. 3.22) 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.

Рисунок 3.22 – Замковая опора ОМ

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.

Насосные штанги

Для передачи возвратно-поступательного движения от привода к плунжеру скважинного насоса используется колонна насосных штанг. Она собирается из отдельных штанг, соединяемых муфтами.

Насосные штанги представляют собой стержень круглого попе­речного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба. Резьба служит для соедине­ния штанг с муфтами, а участок квадратного сечения используется для захвата штанги ключом при свинчивании и развинчивании резь­бового соединения (рис. 3.23).

Основными характеристиками насосных штанг являются: диаметр по телу штанги d ₀ и прочностная характеристика штанги - величина приведенного допускаемого напряжения [ ]. У нас в стране штанги выпускаются диаметром 16,19,22,25 мм, а допускаемое напряжение, для наиболее широко распространенных марок сталей, составляет70...130 МПа. В небольших количествах выпускаются штанги с до­пускаемыми напряжениями 150 МПа.

 

 

Рисунок 3.23 – Штанга и муфта

 

Выпускаются штанговые муфты: соединительные типа МШ для соединения штанг одного размера и переводные типа МПШ для со­единения штанг разного размера.

Муфты каждого типа изготавливаются в исполнении I с «лысками» под ключ и в исполнении II без «лысок».

Муфты каждого типа большей частью изготавливаются из угле­родистой стали марок 40 и 45. Предусматривается также изготовле­ние муфты из легированной стали марки 20Н2М для применения в тяжелых условиях эксплуатации.

Для увеличения долговечности штанг, уменьшения воздействия на них коррозионной среды (пластовой жидкости) они подвергаются термичес­кой обработке и упрочнению поверхностного слоя металла. Наиболее ча­сто используется следующий вид термообработки: нормализация, закал­ка объемная, закалка ТВЧ. Кроме того, поверхность штанг покрывают лаками или металлами, стойкими к воздействию окружающей среды.

Для регулирования положения плунжера относительно цилинд­ра скважинного насоса используют короткие штанги - «метровки» длиной 1000...3000 мм. Длина обычной штанги 8000 мм.

Особенностью штанг является накатка резьбы. Для сборки сту­пенчатой колонны из штанг различных диаметров используют пере­водные муфты МПШГ, позволяющие соединять штанги диаметрами 16 и 19, 19 и 22, 22 и 25 мм. Соединительные муфты изготавливают с лысками и без лысок.

В зависимости от условий работы применяют штанги, изготов­ленные из сталей следующих марок:

- для легких условий работы - из стали 40, нормализованные;

- для средних и среднетяжелых условий работы - из стали 20НМ, нормализованные;

- для тяжелых условий работы - из стали марки 40, нормализо­ванные с последующим поверхностным упрочнением тела штанги по всей длине токами высокой частоты (ТВЧ) и из стали ЗОХМА, нор­мализованные с последующим высоким отпуском и упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ;

- для особо тяжелых условий работы - из стали 20НМ, нормали­зованные с последующим упрочнением штанги ТВЧ.

Колонна штанг — один из наиболее ответственных элементов ус­тановки, работающей в наиболее напряженных условиях. Обрыв штанг вызывает простои и необходимость подземного ремонта. Разрушение колонны штанг происходит, как правило, либо при разрыве тела штан­ги, либо при разрушении резьбовых соединений.

Наиболее часто обрывы штанг происходят вследствие усталости металла, в результате переменных нагрузок, концентраций напряже­ний, коррозионности среды. Усталостное разрушение штанг обычно начинается с поверхности образованием микротрещины. Поверхность излома имеет характерный вид: она состоит из двух зон - мелкозер­нистой и крупнозернистой. Усталостное разрушение штанг ускоря­ется переменными нагрузками, концентрацией напряжений и воздей­ствием коррозионной среды, поэтому выбор допускаемых напряже­ний для штанг представляет собой важную задачу.

Помимо штанг со сплошным сечением применяют полые штан­ги для привода скважинного насоса с использованием внутрискважинной депарафинизации, деэмульсации, ингибирования - в этих случаях по внутренней полости штанг подается с поверхности к на­сосу соответствующий химический реагент. Наиболее распространена конструкция полых штанг с приварен­ной головкой, имеющей накатанную резьбу для соединения штанг муфтами.

В настоящее время разработана конструкция полых штанг с на­ружным диаметром тела - 42 мм, внутренним - 35 мм. Материалы— сталь 45 или 35. Головка приваривается к телу штанги.

Одним из важнейших требований к резьбовым соединениям ко­лонны является обеспечение их герметичности.

Применение полых штанг требует применения специального ус­тьевого оборудования: гибких шлангов или коленчатых шарнирных соединений, позволяющих отводить пластовую жидкость из переме­щающейся колонны к неподвижному трубопроводу нефтепромысло­вого коллектора.

 

Приводы штанговых насосов

В большинстве ШСНУ (рис. 3.24) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смон­тированы: стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балан­сир 10, имеющий на одном конце головку 12 на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун соединен с кривошипом 5, ук­репленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора по­средством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.

Устьевое оборудование I предназначено для герметизации поли­рованного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб,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 со­единяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штан­га 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.

Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пла­стовой 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, герметизиру­ющий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена по­лированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по ко­торому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть.

Глубинный штанговый насос III представляет собой насос оди­нарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к ко­лонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с ко­лонной 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 жидко­сти. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпу­се якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается че­рез редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующе­му вращательное движение выходного вала редуктора через балан­сир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связан­ный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступатель­ное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан зак­рыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жид­кости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх - про­исходит 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 дав­ления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное про­странство цилиндра.

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

 

 

Рисунок 3.24 -  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