Тема 2. Оборудование фонтанных скважин

Тема 2. Оборудование фонтанных скважин

Вопрос 1. Конструкция трубных головок

 

Трубная головка предназначена для:

1) подвески НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной,

2) замера затрубного давления

3) проведения исследовательских и ремонтных работ в скважине.

При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемым над тройником.

При однорядной конструкции подъемника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. Применяется также муфтовая подвеска труб.

 

Рис. 4.4. Трубная головка

 

 

Вопрос 4.6. Монтаж и демонтаж фонтанной

Арматуры

Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах

различных тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижки

или краны). Между фланцами для уплотнения укладывают стальное

кольцо из специальной малоуглеродистой стали, которое имеет

овальное сечение. Фланцевые соединения крепят болтами.

Колонну насосно-компрессорных труб спускают с помощью двух

элеваторов.

При свинчивании и развинчивании труб вручную широко используют

элеваторы конструкции Халатяна. Элеваторы надевают на муфту

трубы и подвешивают к крюку штропами. Перед свинчиванием

резьбу труб смазывают.

Для облегчения и ускорения операций по свинчиванию труб применяют

комплекс механизмов АПР. В этот комплекс входят автомат

с электроприводом, снабженным реверсивным переключателем,

и инструменты новой конструкции (элеватор, трубные ключи и др.).

При работе с комплексом АПР используют один элеватор ЭГ, постоянно

подвешенный на крюке, что значительно облегчает работу.

Перед спуском колонны труб автомат АПР центрируют, закрепляют__

на колонном фланце, и в него вставляют клиновую подвеску. Указанный

автомат не приспособлен для работы в скважинах, оборудованных

погружными электроцентробежными насосами. Заключительные

операции при спуске колонны труб зависят от способа подвески труб

На устье.

При подвеске труб на резьбе воздушного тройника необходимо:

- присоединить подъемный патрубок к центральной задвижке или

переводной катушке;

- поднять с пола воздушный тройник с переводной катушкой или

центральной задвижкой и навинтить на колонну труб, а затем посадить

их на крестовик трубной головки;

- соединить воздушную линию с задвижкой воздушного тройника;

- отсоединить подъемный патрубок, снять и опустить на мостки;

- зацепить елку арматуры канатным стропом, поднять и установить

на центральную задвижку или переводную катушку;

- соединить елку арматуры болтами с центральной задвижкой или переводной катушкой;

- соединить выкиды арматуры.

При подвеске труб на фланце-планшайбе к ней присоединяют

подъемный патрубок. Поднимая планшайбу, ее навинчивают на колонну труб и ставят на крестовик. Затем отсоединяют подъемный патрубок и устанавливают елку арматуры вместе с переводной катушкой а крестовик

Вопрос 4.9. Принцип работы газлифтного

Подъемника

В том случае, когда для фонтанирования недостаточно пластовой

энергии и энергии нефтяного газа, в скважину подают газ (или воздух)

от компрессорной станции или из газовых скважин. Энергия

подаваемого газа обеспечивает подъем жидкости на поверхность. Этот

способ добычи нефти называется компрессорным.

Компрессорный способ добычи пока мало распространен, хотя

оборудование скважин при этом методе приближается по простоте

конструкций к оборудованию фонтанирующих скважин. Последние

имеют наиболее простое оборудование, не сравнимое со сложными

скважинными насосными установками. Простота оборудования скважин,

повышение эффективности компрессорного способа добычи

нефти с увеличением глубины, с которой поднимается жидкость, расширяют

область применения компрессорной эксплуатации нефтяных

месторождений. Распространению этого метода подъема жидкости

способствует применение нефтяного газа большого давления или газа

из газонасыщенных пластов. Последний способ называется бескомпрессорным

газлифтом. В этом случае остается необходимость подготовки

газа, отделения конденсата, но исключается применение компрессорных

станций, значительно упрощается поверхностное оборудование,

и затраты на обустройство месторождения приближаются

к затратам при фонтанировании скважин.__

                     

 

Рис. 4.15. Подъем жидкости газом при газлифтном способе эксплуатации

 

Для подъема жидкости из скважины газлифтным способом в скважину

опускается одна или две колонны насосно-компрессорных труб

(рис.4.15). Внутренняя, подъемная колонна труб опущена на глубину

L. До подачи газа уровень жидкости в скважине и трубах одинаковый,

он называется статическим уровнем Н т (рис. 4.15, а). Подаваемый

в межтрубное пространство газ отжимает жидкость до низа

подъемной колонны и проходит в нее, увлекая за собой жидкость.

Смесь газа с жидкостью достигает поверхности и в результате ее отбора

статический уровень Н ш в скважине снижается до динамическ

о г о (р и с. 4.15, б). Структура потока смеси в подъемной колонне

может оыть: пузырьковой (рис. 4.15, в) - в нижней части колонны,

пробковой (рис. 4.15, г)-в верхней части колонны и дисперсионно-

кольцевой (рис. 4.15, Э) - в верхней части колонны при избытке газа.

Газлифта

При бескомпрессорном газлифте используют энергию газа большого

давления, поступающего из газовых месторождений. Применение

бескомпрессорного газлифта рационально при наличии газовых

месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого давления

на самих нефтяных месторождениях. После подъема жидкости

газ имеет значительно меньшее давление, насыщен парами жидкости,

поэтому использование его несколько ограничивается. В то же

время схема бескомпрессорного газлифта позволяет без больших капиталовложений

и без сложных компрессоров и компрессорных станций

поднимать из скважин жидкость наиболее простым методом.

Поэтому этот метод на некоторых нефтяных месторождениях нашел

применение.

На рис. 4.16 показана технологическая схема бескомпрессорного

газлифта, применяемая в объединении Краснодарнефтегаз.

Газ из скважин / под большим давлением (15...20 МПа) поступает

на пункт очистки (осушки 2), где он проходит через гидроциклонные

сепараторы и конденсатосборники. После пункта очистки газ

поступает в беспламенный подогреватель 3 для подогрева до 80...90 °С,

а затем в газораспределительную батарею 4. Подогрев газа является

эффективным средством борьбы с гидратообразованием при транспортировании

и редуцировании газа. От батареи газ направляется

через регулировочные штуцеры 5 в добывающие нефтяные скважины

6. После подъема жидкости газ поступает в газосепараторы первой

7 и второй 8 ступеней, откуда направляется в топливные линии и

на газобензиновый завод. Жидкость из газосепараторов направляют

в емкость 9.

_

Рис 4.IS. Бескомпрессорная газлифтная установка

 

При газлифте

При компрессорном газлифте, также как и бескомпрессорном для

пуска скважины в работу требуется значительно большее давление,

чем в процессе работы. Для снижения пускового давления в скважине

на подъемной колонне устанавливают пусковые клапаны. При их

установке происходит ввод газа в подъемную колонну, сначала в верхнюю

часть колонны от уровня установки первого пускового клапана,

потом от второго и т. д., пока весь столб поднимаемой смеси не

будет газирован (рис. 4.17, а...е).

Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать

по следующим признакам:

1. По назначению:

1.1. Пусковые

1.2. Рабочие

1.3. Концевые

2. По конструкции:

2.1. Пружинные

2.2. Силбфонные

2.3. Комбинированные

Рис. 4.17. Схема работы пускового клапана

3. По характеру работы:

3.1. Нормально открытые

3.2. Нормально закрытые

4. По давлению срабатывания

4.1. От давления в затрубном пространстве

4.2. От давления в НКТ (подъемнике)

По принципу действия клапаны являются дифференциальными.

Принципиальные схемы пусковых клапанов показаны на рис. 4.18

(а, б, в, г). При подаче газа в затрубное пространство жидкость из последнего

выжимается в насосно-компрессорные трубы через отверстия

в ниппеле. На поверхности устанавливается необходимая площадь

проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулировочным

кольцом. После того как к пусковому клапану подойдет газ,

он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы, (НКТ), смешается

с жидкостью и поднимет ее до устья. Часть жидкости будет

отведена через устьевое оборудование. Оставшаяся в скважине смесь

жидкости с газом будет создавать уже меньший напор у пускового

клапана.

Газ сможет продолжать отжимать уровень жидкости в затрубном

пространстве. Давление газа в затрубье будет снова повышаться.

У клапана 2 возникнет определенная разность давления - снизу большее

давление газа в затрубье, сверху меньшее давление смеси в НКТ.

Тогда клапан 2 поднимется, сжимая пружину 6, перекроет отверстия

в ниппеле и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы.

Рис. 4.18. Принципиальные схемы глубинных клапанов:

а - пружинный; б - сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном

пространстве Рк; в - сильфонный, срабатывающий от давления в трубах Рт,

(подъемнике); г - комбинированный; 1 - нижнее седло клапана; 2 - нижний клапан;

3 - шток клапана; 4 - сильфонная камера; 5 - регулировочная гайка; 6 - пружина;

7 - упор пружины; 8 - отверстие в корпусе клапана; 9 - верхний клапан;

10 - верхнее седло клапана; 11 - корпус клапана; 12 - стенка НКТ

 

Усилие пружины, действующее на клапан 2, можно изменять

с помощью регулировочной гайки 5. Пружина пускового клапана защищена

кожухом.

Расстояние между пусковыми клапанами должно быть такое, чтобы

при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубье была отжата

газом до пускового клапана, находящегося ниже первого. При этом

газ начинает поступать в нижний клапан, и столб жидкости в насос-

но-компрессорных трубах уменьшает свой вес. Далее продолжается

отжатие жидкости в затрубном пространстве, в полости ниже второго

пускового клапана.

Клапаны устанавливаются на внешней поверхности труб, и для

смены или регулировки их необходим подъем всей колонны. Это неудобство

устраняется новым методом установки газлифтных клапанов

(рис. 4.19), когда клапан 5 спускается внутрь подъемной колонны

1, доводится до кармана 4 скважинной камеры 2 и устанавливается

в нем с помощью кулачкового фиксатора 3.

В скважинное газлифтное оборудование входят

также пакер 6 и приемный клапан 7. Клапаны могут

спускаться на проволоке или сбрасываться

в трубы. Подъем таких клапанов возможен без

подъема колонны насосно-компрессорных труб

и производится с помощью специальных съемников,

спускаемых во внутреннюю полость подъемной

колонны.

Скважинное газлифтное оборудование такого

типа, предназначенное для эксплуатационной колонны

диаметром 168 и 146 мм, имеет шифры:

Л-73А-210, Л-73Б-210, Л-60А-210, Л-60Б-210, где

числа 73 и 60 - условный диаметр подъемных труб,,

мм; 210 - рабочее давление, 10-1 МПа.

Оборудование комплектуется от 1 до 9 пусковыми

газлифтными клапанами и одним рабочим

клапаном и, соответственно 2... 10 скважинными

камерами, 2...10 кулачковыми фиксаторами ФК (не

входят в комплект оборудования типов Л-73Б-210

и Л-60Б-210), пакером ПН-ЯГМ, приемным клапаном,

переводниками.

Газлифтные клапаны на рабочее давление

21 МПа имеют шифры: Г-38, Г-38Р, Г-38-70Д, Г-25,

Г-25Р, 1Г-25,1Г-25Р, Г-20, Г-20Р, где 38,25,20 - условный

диаметр клапана, мм; Р - рабочий клапан

(остальные - пусковые); Д - камера клапана заполнена

демпфирующей жидкостью.__

 Рис. 4.19.

Скважинная

газлифтная камера

 

В газлифтных клапанах Г роль пружины (см. рис. 4.18, б, позиция 4)

выполняет сильфон, заряженный под давлением 0,2... 0,7 МПа азотом.

Газлифтные клапаны типа Г по назначению делятся на пусковые

и рабочие.

Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана

для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными.

Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана,

равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет

проводить все скважинные работы (исследование, промывку

призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования)

без извлечения колонны подъемных труб.

Скважинная камера К (рис. 4.20, а) представляет собой сварную

конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специальных

овальных труб, и двух наконечников 1 с резьбой насосно-комп-

рессорных труб по ГОСТ 633.

В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки клапанов

и пробок с помощью набора инструментов канатной техники

через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ

80x350.

Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапанов)

поступает из затрубного пространства через перепускные отверстия

а камер к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане

                 о                       f                                         г З а

 

Рис. 4.20. Скважинные камеры типов К (а); КН (б); КТ (в)

1 - наконечник; 2 - рубашка; 3 - карман; 4 - газоотводящий патрубок;

5 – направляющая

 

двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотрены

посадочные шейки в кармане.

Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены специальные

расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кулачок

фиксатора.

Камера КН (см. рис. 4.20, б) применяется для установок периодического

газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяемый

с газоотводящим устройством.

Камера КТ (см. рис. 4.20, в) отличается от камеры типа К наличием

в верхнем наконечнике направляющей оправки 5, позволяющей

для посадки клапанов использовать консольный отклонитель

типа О К, обеспечивающий надежность работ в наклонных скважинах.

Управляющее давление для пусковых клапанов - давление газа,

нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При работе указанных

клапанов газ через отверстия проникает в полость, где, воздействуя

на эффективную площадь сильфона, сжимает его. В результате

этого шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает

в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.

Управляющее давление для рабочих клапанов - давление жидкости

в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жидкость

из колонны подъемных труб через отверстие в клапане поступает

в полость, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла

и открывает клапан.

Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены сменные

дроссели.

Клапаны типов Г-38 и ГР-38 фиксируются в скважинных камерах

при помощи кулачкового фиксатора ФК-38, навинченного на

клапан. При посадке кулачок фиксатора, задевая за край кармана,

утапливается в окне фиксатора, а после входа в канавку кармана он

выходит из окна, фиксируя клапан.

В клапанах типов 2Г, 5Г, ЗГ фиксирующим элементом служит

цанга.

Скважинные камеры обозначаются аналогично скважинному

газлифтному оборудованию: К-73А-210, К-73Б-210, К-60А-210,

К-60Б-210. Корпус камеры имеет овальную форму. Это позволяет

располагать газлифтные клапаны эксцентрично и поэтому проходное

сечение подъемной колонны в области скважинных камер не

уменьшается.

Скважинное газлифтное оборудование первой категории качества

имеет среднюю наработку на отказ до 10000 ч, высшей категории -

до 15000 ч.

 

Вопрос 4.13. Схема ШСНУ

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены

для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

 Около70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти.

В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м³ жидкости в сутки, реже до 50 м³ при средних глубинах подвески 1000... 1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м³/сут.

В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.

Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:

1) относительная простота ее конструкции;

2) простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

3) удобство регулировки;

4) возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;

5) малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;

6) высокий КПД (в извлечении нефтяной части флюидов);

7) возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

Установка состоит из:

1) Наземное оборудование:

· привода,

· устьевого оборудования,

2) Внутрискважинное оборудование:

· насосных штанг,

· глубинного насоса,

·  вспомогательного подземного оборудования,

· насосно-компрессорных труб.

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг. В большинстве ШСНУ (рис. 4.21) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки.

Балансирный станок-качалка состоит из:

1) 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.

2) головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной

подвески 13.

Устьевое оборудование 1 предназначено для:

1) герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю,

2) подвешивания НКТ,

3) 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 (сальниковой) штангой.

 

Рис.4.21. 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

 

Колонна НКТ II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса.      Она составлена из труб 17 длиной основной части комплекта (80%) по 8...12 м, диаметром 38...100 мм, и доборными трубами (20%) с длинной 1; 1,5; 2; 2,5; 3; 3,5 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, который состоит из:

1) цилиндра 24, прикрепленного к колонне НКТ,

2) плунжера 25 соединенного с колонной штанг.

3) 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.

Принцип работы ШСНУ. 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 в цилиндре.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне НКТ 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 (заполнение).

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

 

НН 6А НН 2С

Рис. 4.22. Насосы скважинные невставные

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 (байонетный

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 всасывающий 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 конструкцией его - 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.

Цилиндр вставного насоса (см. 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, упираясь на который,

плунжер обеспечивает срыв

скважинного насоса с опоры.

Клапаны насосов комплектуются

парой ≪седло - шарик≫.

Скважинные насосы исполнения

НВ1Б. Это насосы, по назначению,

конструктивному исполнению,

принципу работы

аналогичны насосам исполнения

НВ1С и отличаются от них только

тем, что в качестве цилиндра

использованы цельные цилиндры

исполнения ЦБ, характеризующиеся

повышенной прочностью,

износостойкостью и транспортабельностью

по сравнению

с цилиндрами исполнения ЦС.

 

 

     НВ1С,     НВ1В           НВ 2

Рис. 4.23. Насосы скважинные вставные

 

 

Скважинные насосы исполнения

НВ2 имеют область применения

аналогичную области

применения скважинных насосов

исполнения НВ 1, 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 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 разгрузить от пульсирующих нагрузок. Это обстоятельство

обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.

Цилиндры скважинных насосов выпускают в двух исполнениях:

- ЦБ - цельный (безвтулочный), толстостенный;

- ЦС - составной (втулочный).

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.

Легированные втулки изготавливают только тонкостенными,

стальные - тонкостенные, с увеличенной толщиной стенки и толстостенные,

чугунные - толстостенные.

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 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 толщины стенок втулки.

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. По способу уплотнения зазора цилиндр - плунжер__

 

различают полностью металлические и гуммированные плунжеры.

В паре металлический плунжер - цилиндр уплотнение создается нормированным

зазором большой длины, в гуммированных - за счет

манжет или колец, изготовленных из эластомера или пластмассы.

В настоящее время применяют плунжеры (рис. 4.24):

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.

 

Рис. 4.24. Плунжеры:

а - гладкий (исполнение Г); б - с кольцевыми канавками (исполнение К);

в - с винтовой канавкой (исполнение В);

- типа ≪пескобрей≫ (исполнение П); д - манжетный, гуммированный плунжер;

1 - корпус плунжера; 2 - самоуплотняющееся резиновое кольцо;

3 - набухающие резиновые кольца

 

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

уменьшить силы трения).

В ≪песчаных≫ скважинах применяют плунжеры, конструкция которых

либо обеспечивает вынос абразива из зазора (рис. 4.24, б), либо

не допускают его попадания туда (рис. 4.24, в). Все эти плунжеры работают

с меньшими усилиями трения, чем манжетный гуммированный,

который применяют для откачки жидкости, не содержащей абразив.

Последний обеспечивает максимальную герметичность, но при

его работе возникают большие силы трения.

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.

4.24, б и е), либо увеличивают твердость рабочей поверхности плунжера

путем цементирования или хромирования. 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:

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 объясня-__

 

ется 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

применяют, как правило,

в качестве нагнеталь-

ных клапанов.

 

 

Рис.4.25. 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.

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 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.. 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__