Анализ изнашиваемых узлов штанговых насосов и методы их восстановления

1  2  3  4

---

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ

1 ИНФОРМАЦИОННО–ПАТЕНТНЫЙ ОБЗОР

1.1 Производимые штанговые насосы для нефтяной отрасли

1.2 Патентный обзор штанговых насосов

1.3 Классификация штанговых насосов

1.4 Работа насоса

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование характеристик насоса

2.2 Техобслуживание насоса

2.3 Анализ отказов и других технических проблем, выявленных в процессе эксплуатации (обслуживание, ремонте)

3 РАСЧЕТ Технологии восстановления насоса

3.1 Обоснование методов восстановления

3.2 Мероприятия по повышению надежности и износостойкости (снижению эксплуатационных затрат)

3.3 Технология ремонта (восстановления) рабочих элементов (переходника и удлинителя)

3.4 Технология ремонта переходника

3.5 Монтаж (сборка-разборка, регулировка)

3.6 Выбор оборудования

3.7 Расчет технико-экономических показателей

4 Заключение

5 Цель работы

6 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200… 3400 м.

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99%, абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы. У не вставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2-2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Для отбора из скважин больших количеств жидкости используют лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название электропогружные электронасосы. В первом случае — это установки центробежных электронасосов (УЗЦН), во втором — установки погружных винтовых электронасосов (УЗВНТ).

Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД, позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом.

При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия внутри поверхности НКТ.

Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и составляет до 600 сут.

Скважинный насос имеет 80-400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса — по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин(-1).

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (напряжение промысловой сети) до 400-2000 В.

Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически.

Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане.

Для повышения эффективности работы для вязких жидкостей скважинные винтовые насосы с погружным электродвигателем. Установка скважинного винтового насоса, подобно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с компенсатором и гидрозащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны (встроенные в НКТ), оборудование устья, трансформатор и станцию управления. За исключением насоса, части установки идентичны.

Цель Выпускной кваливицированной работы – провести анализ изнашиваемых узлов и методы их вастоновления;

• обосновать износ инструмента и способы ремонта;
• разработать технологию ремонта;

Задачи Выпускной кваливицированной работы

• дать характеристику имеющимся штанговым насоса;
• произвести анализ изнашиваемых узлов;
• рассмотреть технологию и способы ремонта узлов подлежащих ремонту;
• рассмотреть варианты новых методов ремонта.

 

1. ИНФОРМАЦИОННО–ПАТЕНТНЫЙ ОБЗОР

 

1.1. Производимые штанговые насосы для нефтяной отрасли

 

Самый главный разработчик и производитель штанговых нефтяных насосов в России расположен в Удмуртии, это старейшая компания «Ижнефтемаш» (Ижевск). По состоянию на 2009 год это предприятие изготовило в течение года 55% всех российских штанговых насосов. Значительно уступают в объемах выпуска другие российские компании: «Уралтрансмаш» (Екатеринбург), «Элкамнефтемаш» г.Пермь, завод «РЕДУКТОР»(Ижевск) и другие производители насосного оборудования. Импортные штанговые нефтяные насосы в России составляют очень небольшую часть.

Станок-качалка и есть один из элементов эксплуатации скважин штанговым насосом. По сути, станок-качалка является приводом штангового насоса, расположенного на дне скважины. Это устройство по принципу действия очень похоже на ручной насос велосипеда, преобразующий возвратно-поступательные движения в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движения от станка-качалки преобразует в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.
Если по порядку описать происходящие процессы при данном виде эксплуатации, то получится следующее. На электродвигатель станка-качалки подается электричество. Двигатель вращает механизмы станка-качалки так, что балансир станка начинает двигаться как качели и подвеска устьевого штока получает возвратно-поступательные движения. Энергия передается через штанги – длинные стальные стержни, скрученные между собой специальными муфтами. От штанг энергия передается штанговому насосу, который захватывает нефть и подает ее наверх.
При эксплуатации скважины штанговыми насосами к добываемой нефти не предъявляются строгие требования, которые имеют место при других способах эксплуатации. Штанговые насосы могут качать нефть, характеризующуюся наличием механических примесей, высоким газовым фактором и так далее. К тому же, данный способ эксплуатации отличается высоким КПД. Существуют насосные установка АНЦ- 320К (цементировочный агрегат) на автомобильном ходу, установка АНЦ-320С (цементировочный агрегат) на салазках, насосная установка УНБ-300-40 с центробежным насосом-гомогенизатором.

Насосы для откачки пластовой жидкости из скважины, как указано выше, подразделяются на скважинные центробежные, скважинные винтовые и штанговые.

Пластовая жидкость — это смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа с температурой не более 90°С.

Центробежные и винтовые скважинные погружные насосные агрегаты входят в состав установок, которые помимо агрегатов содержат кабельные линии и наземное электрооборудование. Агрегат и кабельная линия опускаются в скважину на насосно-компрессорных трубах. В наземное оборудование входит трансформаторная подстанция и пуско-регулирующая аппаратура.

Условное обозначение насосов УЭЦН М(К)-5А-250-1000 (установка электрическая с центробежным насосом модульным коррозионностойким):

• 5А — группа установки, характеризующая поперечные габариты;
• 250 — подача, м³ в сутки;
• 1000 — напор, м.

Винтовой насос применен в установке электрической типа УЭВМ.
насос ЭЦНК имеет 38 вариантов исполнений в зависимости от конструкции пяты, конструкции рабочих колёс, наличия входного модуля и типа соединений секций. В представленном насосе входной модуль конструктивно совмещён с секциями насоса.

насос типа ЭЦНМК состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций) и модуля головки. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателями — фланцевое. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом электродвигателя осуществляется с помощью шлицевых муфт.

Газосепаратор предназначен для уменьшения до 50% объёмного содержания свободного газа, содержащегося в жидкости на входе в насос. Газосепаратор выпускается для комплектации насосных агрегатов типа ЭЦНМ и ЭЦНМК в виде модуля в двух исполнениях: обычном и повышенной коррозионной стойкости. Газосепаратор монтируется между насосом и двигателем.

скважинные штанговые насосы, выпускаемые в соответствии с требованиями стандарта американского нефтяного института (спецификация II АХ).

Данные насосы аналогичны насосам, выполненным по ОСТ 26-16-06 — 86 следующих типов:

• НВ1Б — вставной с замком наверху;
• НВ2Б — вставной с замком внизу;
• НН2Б — невставной с ловителем.

Все упомянутые типы штанговых насосов имеют толстостенный цельный (безвтулочный) цилиндр (обозначается «Б»).

Насосы для закачки пластовой жидкости в скважину представлены группой поверхностных и скважинных насосов.

Рассматриваемые поверхностные насосы — это горизонтальные центробежные секционные многоступенчатые насосы типа ЦНС. Описание этих насосов приведено разделе «Горизонтальные многоступенчатые насосы».
В эту группу насосов входят также и буровые насосы.
Скважинные погружные насосные агрегаты типа ЭЦП для закачки воды в пласт конструктивно представляют собой аналог насосных агрегатов для откачки воды из скважин. Для закачки воды применяются скважинные насосные агрегаты полупогружного типа ЭЦНА, у которых электродвигатель устанавливается на поверхности в устье скважины.

 

1.2 Патентный обзор штанговых насосов

 

Классы МПК: F04B47/02 с приводным устройством, расположенным на поверхности земли. Автор(ы): Шкандратов Виктор Владимирович (RU), Бортников Александр Егорович (RU), Сидоров Дмитрий Анатольевич (RU), Казаков Алексей Анатольевич (RU), Астафьев Дмитрий Анатольевич (RU). Патентообладатель(и): ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (RU). Приоритеты: подача заявки: 2006-09-14 публикация патента: 10.04.2008.

Устройство предназначено для использования в нефтяной промышленности для добычи высоковязкой нефти. Скважинный штанговый насос содержит неподвижный цилиндр, подвижный цилиндр и неподвижный плунжер.

Неподвижный цилиндр связан с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ). В верхней части подвижного цилиндра установлен нагнетательный клапан, корпус которого соединен со штоком. На штоке смонтирован центратор и автосцепное устройство с возможностью соединения штока с колонной штанг. Внутри подвижного цилиндра установлен неподвижный полый плунжер, соединенный в нижней части с полым приемным патрубком, выполненным с внутренним диаметром, равным внутреннему диаметру плунжера, и наружным диаметром, меньшим наружного диаметра плунжера. Приемный полый патрубок и неподвижный цилиндр в нижней части соединены между собой с помощью корпуса разрядного клапана и образуют кольцевую разрядную камеру. Разрядный клапан периодически обеспечивает сообщение разрядной камеры с затрубным пространством. В верхней части полого плунжера установлен всасывающий клапан, расположенный соосно с нагнетательным клапаном. Обеспечивает повышение эффективности работы насоса за счет увеличения его производительности и расширения диапазона использования насоса (рис.1).

 

Известен скважинный штанговый насос для откачки высоковязкой нефти (а.с. СССР №1588910 от 19.10.1987 г., Е21В 47/02), содержащий неподвижный укороченный цилиндр, спущенный на насосно-компрессорных трубах (НКТ), подвижный цилиндр и неподвижный плунжер, установленный в подвижном цилиндре, связанном с колонной насосных штанг. Неподвижный плунжер и неподвижный цилиндр связаны между собой посредством зацепления замка в замковой опоре, установленной в нижней части колонны НКТ над неподвижным укороченным цилиндром. Всасывающий и нагнетательный клапаны расположены в нижней части насоса, соответственно в подвижном цилиндре и неподвижном плунжере. Неподвижный укороченный цилиндр снабжен дополнительным всасывающим клапаном и образует с основным подвижным цилиндром дополнительную рабочую пару.

Недостатком известной конструкции является ограничение диапазона использования насоса, а именно: гидравлического утяжеления низа колонны штанг, согласно представленной в описании схеме насоса, недостаточно для компенсации гидродинамического сопротивления жидкости как по колонне НКТ, так и в клапанных парах, даже с увеличенным проходным сечением при добыче высоковязкой нефти, как, например, нефть пермокарбоновой залежи Усинского нефтяного месторождения с вязкостью в пластовых условиях 680-780 мПа·с. При такой вязкости добываемой нефти возрастают гидродинамические сопротивления во всасывающем клапане подвижного цилиндра и в колонне НКТ, что приводит к зависанию колонны штанг и, как результат, происходит обрыв штанговой колонны.

Наиболее близким по технической сущности, принятым авторами за прототип, является скважинный штанговый насос (патент РФ 1588024 от 25.03.1983 г., Е21В 47/02), содержащий неподвижный цилиндр, связанный с колонной насосно-компрессорных труб, плунжер, шток, соединенный с колонной насосных штанг, разрядную камеру, периодически сообщающуюся через разрядный клапан с затрубным пространством, приемную камеру, всасывающий и нагнетательный клапаны. Предотвращение зависания штанговой колонны при ходе вниз обеспечивается за счет силы, действующей на плунжер насоса и направленной вниз за счет снижения давления в разрядной камере ниже давления на приеме насоса.

Недостатком данной конструкции является снижение производительности насоса за счет уменьшения полезного объема приемной камеры на объем штока плунжера, размещенного в приемной камере. Кроме того, сужается диапазон использования насоса. В скважинах, осложненных выносом механических примесей, высоким газосодержанием скважинной жидкости, или в скважинах с низким пластовым давлением и высокой обводненностью, использование соответственно поднасосного фильтра, газосеператора или хвостовика приводит к существенному увеличению наружного диаметра насоса, усложнению конструкции и процессу монтажно-демонтажных работ на скважине, так как всасывающий клапан расположен сбоку. Это ограничивает его использование в скважинах с наиболее распространенным диаметром эксплуатационной колонны (менее 168 мм).

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности работы насоса за счет увеличения его производительности и расширения диапазона использования насоса.

Поставленная задача достигается конструктивным исполнением насоса. Скважинный штанговый насос содержит неподвижный цилиндр, подвижный цилиндр и неподвижный плунжер, при этом неподвижный цилиндр связан с колонной НКТ. В верхней части подвижного цилиндра установлен нагнетательный клапан, корпус которого соединен со штоком. На штоке смонтирован центратор и автосцепное устройство с возможностью соединения щтока с колонной штанг. Внутри подвижного цилиндра установлен неподвижный полый плунжер, соединенный в нижней части с полым приемным патрубком, выполненным с внутренним диаметром, равным внутреннему диаметру плунжера и наружным диаметром, меньшим наружного диаметра плунжера. Приемный полый патрубок и неподвижный цилиндр в нижней части соединены между собой с помощью корпуса разрядного клапана и образуют кольцевую разрядную камеру. Разрядный клапан периодически обеспечивает сообщение разрядной камеры с затрубным пространством. В верхней части полого плунжера установлен всасывающий клапан.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

• насос снабжен дополнительным подвижным цилиндром, установленным между неподвижным цилиндром и плунжером;
• плунжер выполнен полым и неподвижным;
• плунжер соединен в нижней части с приемным полым патрубком, выполненным с внутренним диаметром, равным внутреннему диаметру плунжера, и наружным диаметром, меньшим наружного диаметра плунжера с образованием между неподвижным цилиндром и приемным полым патрубком кольцевой разрядной камеры, в которой установлен разрядный клапан;
• корпус разрядного клапана соединен с неподвижным цилиндром и приемным полым патрубком плунжера;
• в верхней части плунжера установлен всасывающий клапан;
• в верхней части подвижного цилиндра установлен нагнетательный клапан;
• корпус нагнетательного клапана соединен со штоком;
• на штоке смонтирован центратор и автосцепное устройство с возможностью соединения штока с колонной насосных штанг.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает достижение поставленной задачи. Конструктивное исполнение насоса позволяет увеличить объем рабочей приемной камеры и, как результат, увеличить производительность насоса. Заявляемая конструкция также позволяет значительно расширить диапазон использования насоса. При изменении вязкости добываемой нефти конструкция насоса позволяет при одном и том же диаметре плунжера и цилиндров, только за счет изменения наружного диаметра приемного патрубка (использование сменного патрубка), изменить объем разрядной камеры и, как результат, изменить в ней давление разрежения, что приведет к изменению величины силы, направленной вниз. Таким образом, в зависимости от вязкости добываемой жидкости можно изменять величину силы, направленной вниз, для компенсации зависания штанговой колонны при ходе подвижного цилиндра вниз и, как результат, изменять нагрузку на головку балансира станка-качалки, то есть конструкция позволяет шире использовать возможности насоса в зависимости от вязкости добываемой жидкости. Кроме того, конструктивное исполнение насоса позволяет при необходимости изменить его подачу в сторону уменьшения, не ухудшая условий наполнения приемной камеры за счет возможности обеспечения минимального мертвого пространства как в приемной, так и разрядной камерах. Конструкция насоса также обеспечивает возможность использования его в скважинах с осложненными условиями: при наличии мехпримесей, высокого газосодержания или в скважинах с низким пластовым давлением и высокой обводненностью может быть использован соответственно поднасосный фильтр, газосепаратор серийного производства или хвостовик без увеличения диаметра насоса и, как результат, использовать насос в скважинах с наиболее распространенными диаметрами эксплуатационных колонн (140-168 мм). Таким образом, диапазон использования заявляемого насоса значительно шире, чем у прототипа.

Рисунок 2 – клапан скважинного плунжерного насоса

Клапан скважинного плунжерного насоса предназначен для использования при добыче нефти из скважин. Клапан плунжерного скважинного насоса содержит корпус и пустотелый затвор. В теле головки затвора выполнена кольцевая полость. Последняя гидравлически связана с подклапанным пространством. В последнем размещен хвостовик, которым снабжена нажимная втулка. Седло клапана выполнено двухступенчатым по диаметру. В нижней части седла в рабочем положении размещается головка затвора. В верхней части седла размещается подвижная нажимная втулка. Последняя взаимодействует с выполненным из полиуретана герметизирующим кольцом. Сквозной канал в затворе снабжен заглушкой. Последняя выполнена в виде втулки. В проходном канале последней размещен поршень. Последний зафиксирован от осевого перемещения штифтом и ограничительной шайбой с направляющим стержнем. Обеспечивается увеличение герметизирующей способности клапанного узла.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности, в частности к скважинным штанговым насосам, применяемым для добычи нефти.

Известен клапан плунжерного скважинного насоса, состоящий из корпуса, седла, затвора в виде шарика и клетки, имеющей фигурные вырезы для прохождения откачиваемой жидкости. Недостатком конструкции клапана является ненадежная герметизирующая способность, так как касание шарового затвора по поверхности седла происходит по линейному принципу и поэтому малейший износ, коррозия или механические частицы приводят к разгерметизации клапанного узла. В конечном счете это снижает коэффициент наполнения насоса и приводит к необратимости ремонта скважины.[2]

Наиболее близким по конструктивному оформлению и принципу действия является всасывающий клапан штангового скважинного насоса (RU 2011092 С1, МПК 7 F 16 К 15/02, 15.04.1994). Указанный клапан содержит корпус, в котором размещено седло с опорными поверхностями, затвор с направляющим хвостовиком в виде втулки с лопастями. Затвор установлен в корпусе с возможностью осевого перемещения и снабжен подвижным кольцом, взаимодействующим с герметизирующим резиновым кольцом круглого сечения.

Недостатком данной конструкции является малый ресурс, так как подвижное кольцо под действием столба откачиваемой жидкости передает всю нагрузку при каждом цикле работы насоса на резиновое герметизирующее кольцо и за счет изжовывания быстро выводит его из строя. Кроме этого, клапан не снабжен демпфирующим устройством, снижающим динамическую нагрузку на подвижное кольцо.

Целью изобретения является увеличение герметизирующей способности и ресурса клапанного узла, а следовательно, повышение межремонтного периода работы скважинной насосной установки.

Поставленная цель достигается тем, что величина хода подвижного нажимного кольца, хвостовик которого размещен в кольцевой полости головки затвора, гидравлически связанной с полостью под клапаном, ограничена глубиной кольцевой полости, что предотвращает передачу всей нагрузки от столба откачиваемой жидкости на герметизирующее эластичное кольцо, выполненное из полиуретана. Кроме этого, подвижное запорное кольцо выполнено большего размера по диаметру, чем запорная головка, и при входе в отверстие седла соответственно большего размера создает демпфирующий эффект за счет вытеснения жидкости через калиброванные щели из полости, образованной каналом седла и подвижным запорным кольцом.

На рисунке 2 изображен клапан плунжерного скважинного насоса (продольный разрез); на рисунке 3 — сливная заглушка в закрытом (а) и открытом (б) положениях.

Клапан скважинного плунжерного насоса состоит из корпуса 1, в котором с помощью упорного переводника 2 закреплено седло 3, внутренний канал которого выполнен ступенчатым, то есть имеет два размера по диаметру. В полости корпуса установлен затвор 4 с возможностью осевого перемещения до контакта с упорной поверхностью седла 3 посредством втулки, снабженной направляющими лопастями. Головка затвора 4 снабжена кольцевой полостью, имеющей сквозные осевые отверстия.

На наружной поверхности направляющей втулки 5 имеются лопасти, контактирующие с внутренней цилиндрической поверхностью корпуса 1. Головка затвора при закрытом положении клапана сопряжена с нижним малым каналом седла 3 и снабжена эластичным полиуретановым герметизирующим кольцом 6. В канале седла 3 большего размера размещена подвижная втулка 7, имеющая кольцевой хвостовик.

По оси затвора 4 выполнено сквозное отверстие — сливной канал А, снабженное заглушкой 9, герметизирующей указанный канал в рабочем положении.

Принцип действия клапана заключается в следующем: клапан с помощью резьбы присоединяется к цилиндру насоса и отпускается в скважину на колонне труб. Плунжер насоса опускается на штангах. При создании возвратно-поступательного движения плунжера происходит открытие и закрытие всасывающего и нагнетательного клапанов. При закрытии клапана в начальный момент затвор 4 входит в широкую часть канала седла 2, затем по мере движения вниз затвор 4 входит в суженный канал седла 3. В результате подвижная втулка 7 входит в канал и отсекает кольцевую полость, из которой жидкость может истекать только через щели между деталями клапана и седла. За счет этого создается демпфирующий эффект и смягчение удара при закрытии клапана. Подвижная втулка 7, перемещаясь вниз, цилиндрическим хвостовиком достигает дна кольцевой полости в головке затвора, в результате чего эластичный герметизирующий элемент — кольцо 6 сжимается на заданную расчетную величину и не получает перенапряжений. При этом сжатие кольца 6 происходит на величину полной герметизации клапана. Перемещение подвижной втулки 7 гарантируется перепадом давления в трубной колонне НКТ и в затрубном пространстве, так как полость под клапаном гидравлически связана с полостью в колонне НКТ с помощью осевых сверлений в головке затвора 4.

По мере роста давления в зоне нагнетания через затвор 4 подвижная втулка 7 давит на эластичное кольцо 6 и, распирая его, прижимает к седлу 3, что предотвращает утечки.

В момент всасывания при движении жидкости через клапан подвижная втулка 7 перемещается вверх и освобождает кольцо 6 от нагрузки. Для предотвращения утечек жидкости через затвор между стволом затвора 4 и подвижной втулкой 5 используется уплотнительное резиновое кольцо 8.

При смене насоса после подъема плунжера в подъемные трубы сбрасывается груз с плоским наконечником. Под действием ударной нагрузки заглушка 9 разгерметизируется и внутритрубная полость освобождается от жидкости, так как пробка 10, установленная в корпусе заглушки 9, под действием ударной нагрузки перемещается вниз и освобождает канал В для прохода жидкости из полости НКТ в затрубное пространство.

Положение деталей заглушки 8 при работающем насосе

Рисунок 3 — Сливная заглушка в закрытом положении

Рисунок 4 — Сливная заглушка в открытом положении

 

1.3 Классификация штанговых насосов

 

ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рисунок 5). Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные — 1000 — 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.

Рисунок 5 — Насосная штанга

Шифр штанг — ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей — сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рисунок 6) — для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП — для соединения штанг разного диаметра.

Рисунок 6 — Соединительная муфта

Для соединения штанг применяются муфты — МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).

АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосноориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 80 кгс/мм2. Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000 11000 мм.

Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18 20%, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги «Кород».

Скважинные штанговые насосы:

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

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Различают следующие типы скважинных насосов (рисунок 7).

Рисунок 7 — Типы скважинных штанговых насосов

НВ1 — вставные с заулком наверху;

НВ2 — вставные с замком внизу;

НН — невставные без ловителя;

НН1 — невставные с захватным штоком;

НН2 — невставные с ловителем.

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

а) по цилиндру:

Б — с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С — с составным (втулочным) цилиндром.

б) специальные:

Т — с полным (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;

А — со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д1 — одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;

Д2 — двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;

У — с разгруженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечивающим снятие с цилиндра технической нагрузки при работе.

Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные.

в) по стойкости к среде:

без обозначения — стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1.3 г/л — нормальные;

И — стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1.3 г/л — абразивостойкие. Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. При этом в зависимости от размера зазора (на диаметр) в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы четырех групп .

Таблица 1 — Размеры зазора

 

В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы — исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры — диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра — группу посадки.

---

1  2  3  4