Скважинные штанговые насосы

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости, обводненностью до 99 %, температурой до 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.

Изготавливаются следующие типы насосов:

- 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 (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 должен быть меньше 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 размещаются нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги.

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

работе клапан 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 (бай-онетный 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 всасьгоающий 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 его конструкцией - 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.

Рис. 4.22. Насосы скважинные невставные

Рис. 4.23. Насосы скважинные вставные

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

Скважинные насосы исполнения НВ1Б по назначению, конструктивному исполнению, принципу работы аналогичны насосам исполнения НВ1С и отличаются от них только тем, что имеют 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 НЕТ, однако могут быть спущены в скважины на большую глубину.

Конструктивно скважинные насосы состоят из цилиндра с всасывающим клапаном, навинченным на нижний конец. На вса-сываюптий 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 позволяет исключить пульсирующие нагрузки. Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.

Цилиндры скважинных насосов выпускаются в двух исполнениях: ЦБ - цельный (безвтулочный), толстостенный; ЦС -составной (втулочный).

Цшошдр втулочного насоса состоит из кожуха, в котором размещены втулки. Фиксация втулок в кожухе обеспечивается гайками. Втулки подвергаются воздействию переменного внутреннего гидравлического давления, создаваемого 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 изготавливаются трех типов: легированные (сталь марки 38ХМЮА), стальные (сталь марок 45 и 40Х), чугун- ные (чугун марки СЧ26-48). Легированные втулки изготавливаются только тонкостенными, стальные - тонкостенными, с увеличенной толщиной стенки и толстостенными, чугунные - толстостенными.

Для увеличения прочности внутренняя поверхность втулок обрабатывается физико-термическими методами: чугунные закаливаются токами высокой частоты, стальные азотируются, цементируются, нитрируются. 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 поверхностей должна обеспечивать равномерное, непрерывное пятно по краске не менее 2/3 толпщны стенок втулки.

Цельнотянутый цилиндр представляет 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. Они изготавливаются из стали 45, 40Х или 38ХМЮА. По способу уплотнения зазора цилиндр - плунжер различаются полностью металлические и гуммированные плунжеры. В паре металлический плунжер - цилиндр уплотнение создается нормированным зазором большой длины, в гуммированных - за счёт манжет или колец, изготовленных из эластомера или пластмассы.

В настоящее время применяются плунжеры (рис. 4.24.):

- с гладкой поверхностью;

- с кольцевыми канавками;

- с винтовой канавкой;

- с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой и скошенным концом в верхней части («пескобрей»);

- манжетные гуммированные.

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 уменьпшть силы трения.

Рис. 4.24. Плунжеры:

а - гладкий (исполнение Г); б-с кольцевыми канавками (исполнение К); в-с винтовой канавкой (исполнение В); г — типа «пескобрей» (исполнение П); д — манжетный гуммированный плунжер; Г—корпус плунжера; 2 - самоуплотняющееся резиновое кольцо; 3 - набухающие резиновые кольца

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

Для обеспечения долговечности насоса большое значение имеет предотвращение задиров трущихся поверхностей, причинами которых бывают 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, применяются плунжеры с углублениями и канавками (рис. 4.24. б и е) либо для увеличения твердости цементируются или хромируются рабочие поверхности плунжера. 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 S02. 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:

1. Насосы (тугая посадка плунжера) с зазором между плунжером и цилиндром 20...70 мкм, предназначенные для подъема маловязкой пластовой жидкости с невысоким содержанием песка, повышенным выделением газа при больших глубинах подвески насоса;

2. Насосы (средняя посадка плунжера) с зазором 70... 120 мкм, предназначенные для подъема пластовой жидкости средней вязкости с высоким содержанием газа при средних глубинах подвески;

3. Насосы (слабая посадка плунжера) с зазором более 120 мкм, предназначенные для подъема очень вязких нефтей из сильно обводненных скважин при малой глубине подвески насоса.

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.

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

Рис. 4,26. Замковая опора ОМ:

1 — переводник: 2 — опорное кольцо; 3 - пружинный якорь; 4 - опорная муфта; 5 - кожух; 6- переводник

Переводник / имеет на верхнем конце гладкую коническую резьбу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготовляется 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 силы 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.

Клапаны глубинных скважинных насосов изготавливаются шариковыми, так как эта конструкция обеспечивает наибольшую износоустойчивость по сравнению с коническими и плоскими. 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. 4.25.). Последние применяются, как правило, в качестве нагнетальных клапанов. Седла клапанов симметричны и при износе одной из кромок поверхности они поворачиваются (переставляются) 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 HRc, седла - 40...50 HRc. Шарик и седло изготавливаются из высокоуглеродистой стали, а в ряде случаев (например, в коррозионной среде) - из бронзы.

Рис. 4.25. Шариковые клапаны:

а- с буртом; б—с гладкой наружной поверхностью