Некоторые параметры скважинных штанговых насосов
Насос | Объемная доля механических примесей, % | Вязкость жидкости, не более, Па-с | Объемная доля свободного газа на приеме насоса, не более, % |
НСН1, НСН2, НСВ1, НСВ2 | До 0,05 | 0,025 | |
НСВ1П | До 0,20 | ||
НСВ1В, НСН2В, НСН21 | Свыше 0,20 | 0,015 | |
НСВГ | До 0,05 | 0,300 | |
нсвд | 0,015 | ||
нсна | 0,025 |
Таблица П.З
Условные диаметры НКТ и соответствующие им
Диаметры насосов
Условные диаметры НКТ, | Соответствующие диамет- | |
Тип насосов | мм | |
28, 32 | ||
Вставные | 73 89 | 38, 43 55—56 |
68—70 | ||
28—32 | ||
Трубные | 43—44 55—56 | |
68—70 | ||
93—95 |
стоит коренное отличие между невставными (трубными) и вставными насосами. При использовании последних в 2— 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих.
При спуске невставных насосов, чтобы довести плунжер до цилиндра насоса через трубы без повреждений, трубы должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм).
При спуске вставного насоса через трубы данного диаметра, поскольку пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, диаметр плунжера вставного насоса должен быть меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.
Диаметры колонн труб, применяемых при глубиннонасос-ном способе добычи нефти для подъема жидкости на поверхность, выбирают в зависимости от дебита и глубины статического уровня жидкости и обычно увязывают с диаметром скважинных насосов (табл. П.З).
Штанговые скважинные насосы изготавливают с различным зазором между плунжером и цилиндром. Это позволяет подбирать насосы в соответствии с условиями их работы. В зависимости от зазора различают четыре группы посадки плунжера в цилиндре насоса: группа 0 — с зазором от 0 -до 0,045 мм; группа I — с зазором от 0,020 до 0,070 мм; группа II — с зазором от 0,070 до 0,0120 мм; группа III — с зазором от 0,120 до 0,170 мм (изготавливают только по требованию
заказчика).
Насосы изготавливают следующих типов (рис. 11.24): НСВ1 — вставной, Одноступенчатый, одноплунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху; НСВ2— то же, с замком внизу; НСВГ — вставной, одноступенчатый, двухплунжер-
ный с втулочным цилиндром и замком наверху; НСВД — вставной, двухступенчатый, двухплунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху; НСН1 — невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с втулочным цилиндром и захватным штоком; НСН2— невставной, одноступенчатый, одноплунжерный с ловителем; НСНА — то же, с автоцепом (Автоматическое сцепляющее устройство с устройством для слива жидкости).
Условное обозначение насосов означает: буквенный шифр с цифрами 1 или 2 — тип насоса и его исполнение; условный размер насоса (в мм) (для двухплунжерных насосов записывается через дробь); буква Р—• насосы с клапанами «С4»; Длина хода плунжера (в мм), уменьшенная в 100 раз; максимальная глубина спуска насоса (вм), уменьшенная в 100 раз; Цифры О, 1, 2 —группа посадки. Например, НСВ1-43-18-15-0, НСВ1-43Р-18-15-1, НСН2-55-25-18-2.
Насос типа НСВ1 (рис. 11.25) состоит из цилиндра 8, нагнетательного 5 и всасывающего 6 клапанов, противопе-сочного клапана /, замка 2 и плунжера 4. Замок и противопе-сочный клапан установлены на верхнем конце цилиндра, а в
нижний конец ввернут всасывающий клапан. Нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера, а в верхний конец последнего ввинчивается шток с переводником штока и контргайкой. Нагнетательные и всасывающие клапаны выполнены сдвоенными парами «седло — шарик», что увеличивает надежность и долговечность насоса. Всасывающий клапан имеет увеличенное проходное сечение, что способствует улучшению заполнения цилиндра насоса.
Замок имеет посадочный конус, посредством которого осуществляется посадка насоса в замковую опору. С насосом применяют замковую опору типа ОМ (с пружинным якорем). Насос фиксируется в опоре пружинным якорем и извлекается из скважины при подъеме колонны насосных штанг. При этом
плунжер, упираясь в узел замка, протаскивает цилиндр насоса и срывает его из замковой опоры.
Насос типа НСВ2 полностью унифицирован с насосом НСВ1, но отличается расположением замка, который установлен на нижнем конце цилиндра.
Насос сажается в замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр от циклической растягивающей нагрузкии дает возможность значительно увеличить глуби-ни подвески насосов.
Узел замковой опоры (рис. 11.26) насоса, спускаемый в скважину на трубах для установки вставного насоса, состоит из переводника /, присоединяемого кНКТ, муфты опорной 2, кольца опорного, якоря пружинного 3, рубашки опоры 4 и муфты направляющей.
Пружинный якорь опоры представляет собой полый усеченный конус с шестью продольными разрезами, которые образуют на конусе лепестковые пластинчатые пружины. При спуске в скважину насос раздвигает своим нижним концом пружины замка и проходит через них вниз до тех пор, пока конус не сядет в седло. В этот момент концы пружин замка оказываются напротив конического буртика на конусе Цилиндра и упираются в него, задерживая насос в замковой опоре.
Пружины замка раздвигаются при усилии около 20 кН, поэтому Для установки насоса на место достаточно приложить к нему часть веса штанг.
Для подъема насоса не требуется большого усилия, так как концы пружин находятся на конусной поверхности буртика и при небольшом Натяжении легко раздвигаются.
В последние годы широко при-меняют насосы типа ГЗ (с гидравлическим затвором из вязко-
пластичной жидкости, заполняющей зазор между плунжером и цилиндром). Использование таких насосов уменьшает утечки нефти из труб в скважину через зазор между плунжером и цилиндром, тем самым повышает коэффициент наполнения глубинного насоса.
Насос типа НСН1 (рис. 11.27). К нижнему концу плунжера присоединен наконечник, а в верхнем конце установлен нагнетательный клапан. К клапану присоединяется шток, а к штоку — колонна насосных штанг. Всасывающий клапан подвешивается к нижнему концу плунжера на захватном штоке и при работе насоса сажается в седло конуса. Основные детали и сборочные единицы насоса НСН1 унифицированы с насосом НСН2.
В скважину на колонне подъемных труб спускают цилиндр насоса, а на колонне насосных штанг — плунжер вместе со всасывающим клапаном, который сажается в седло конуса. Длина штока обеспечивает длину хода плунжера с учетом запаса для подвешивания колонны насосных штанг.
При демонтаже насоса после подъема колонны насосных штанг с плунжером и всасывающим клапаном жидкость из колонны подъемных труб сливается в скважину через открывшееся седло конуса, после чего поднимают колонну труб с цилиндром насоса.
Кроме описанных основных типов невставных насосов на практике в ряде случаев применяют насосы с укороченными цилиндрами и так называемые манжетные насосы. Такие насосы собирают на плунжерах с выточками, в которые впрессовывают резиновые манжеты — кольца. Цилиндры в таких случаях могут быть как с втулками, так и без них. Манжетные насосы диаметрами 56, 70, 90 и 120 мм применяют для эксплуатации неглубоких (до 400 м) скважин, обводненных и многодебитных при незначительном содержании песка в продукции.
Защитные приспособления — такие устройства, которые полностью или частично предотвращают вредное воздействие песка, газа, парафина и солей на работу глубинного насоса и другого подземного оборудования, а следовательно, и самих скважин. К ним относятся песочные фильтры, газовые якоря, скребки-завихрители и т. д.
При работе штанговых насосных установок чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения его цилиндра-Для борьбы с вредным влиянием газа применяют газовые якоря, работа которых основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока и т. д. В связи с этим предложено много различных конструк-
ций газовых якорей. Примером удачной конструкции якоря-может служить газовый якорь зонтичного типа (рис. 11.28). В этом случае межтрз'бное пространство перекрывается эластичным пакером 1. Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в кольцевой зазор 4 между корпусом якоря 2 и всасывающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скапливается жидкость практически без газа. Эта жидкость по каналу 3 поступает на прием насоса.
Для борьбы с вредным влиянием песка используют приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре (рис. 11.29, а) поток жидкости с песком изменяет направление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очи-Щают. Для эффективной работы песочного якоря необходимо, чтобы скорости восходящего потока жидкости были бы мень-JjUe скорости оседания частиц песка. По опытным данным эф-Рективность обращенного якоря (рис. 11.29, б) выше прямого так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком. В результате условия оседания песка Улучшаются.
Наряду с песочными якорями применяют также различные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. предотвращения оседания леска на забое иногда в затруб-
яое пространство подливают жидкость. При этом насос спускают до забоя, часть откачиваемой из скважины жидкости поступает в межтрубное пространство скважины. За счет такого подлива создается повышенная скорость восходящего лотока жидкости, при которой песок выносится, не оседает на забой и не образует песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на поверхности насос, с помощью которого по трубопроводам закачивают жидкость в скважины, эксплуатация которых осложнена песком.
С осложнениями, вызванными отложением парафина, борются различными методами: периодической тепловой обработкой скважины (обычно закачкой пара в межтрубное пространство), закачкой растворителей (керосина, солярки и т. д.), прикреплением к колонне штанг скребков различной конструкции, которые во время работы насоса медленно вращаются с помощью специального механизма — штанговращателя; остек-лованием труб (покрытием внутренней поверхности труб слоем стекла толщиной около 1 мм) и т. д.
Осложнения, вызванные отложением солей, также устраняют различными методами: периодической закачкой в пласт различных кислот и других ингибиторов; применением сква-жинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в небольших количествах вводят растворители солевых отложений; периодической промывкой скважины и т. д.
Дата добавления: 2016-12-08; просмотров: 3507;