Глубинные штанговые насосы

В промысловых условиях применяются невставные и встав­ные штанговые насосы.

В невставных (их еще называют трубные) насосах основные узлы спускают в скважину раздельно. Вначале в скважину на на-сосно-компрессорных трубах спускается цилиндр насоса, а затем в НКТ па штангах в цилиндр насоса спускаются плунжер и вса­сывающий клапан. Поднимают невставпой штанговый насос также раздельно. Сначала поднимают штанги с плунжером, а за­тем иасосно-компрессорныс трубы с цилиндром насоса.

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в соб­ранном виде, т.е. цилиндр насоса вместе с плунжером спускаются на штангах. Извлекают вставной насос на поверхность также в собранном виде поднятием штанг. Вставной насос в собранном виде спускают, устанавливают и закрепляют с помощью специ­ального замкового приспособления, заранее спускаемого в сква­жину на трубах.

Для смены вставного насоса, вышедшего из строя по тем или иным причинам, поднимают на поверхность только штанги, а насосно-компрессорные (нодъемные) трубы остаются в сква­жине, и их извлекают только тогда, когда необходимо заменить или отремонтировать замковое приспособление.

Как видно, при смене вставного насоса затрачивается значи­тельно меньше времени, чем при смене невставного (трубного) насоса. При эксплуатации скважин вставными штанговыми насо­сами насосно-компрессорные (подъемные) трубы служат дольше, чем при эксплуатации скважин невставными насосами, т.к. их подъем и спуск производят сравнительно редко. Это особенно важно при эксплуатации глубоких скважин.

Однако если в добываемой нефти имеются парафин и смо­лы, то в этом случае вставные насосы практически не исполь­зуются.

В промысловой практике применяются в основном невстав­ные насосы двухклапанные НСН-1 (насос скважинный невстав­ной первого типа) и трехклапанные НСН-2.

На рис. 85 показан насос НСН-1.

f3.Il. Кудиноп. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

б)

а)

Насос НСН-1 имеет три основных узла: первый - ци­линдр, который состоит из соб­ственно цилиндра 2, патрубка-удлинителя 4 и седла конуса 6; второй - плунжер, в состав ко­торого входят сам плунжер 3 и шариковый нагнетательный клапан 1; третий - шариковый всасывающий клапан 5 с за­хватным штоком 7, головка ко­торого находится в полости ци­линдра.

В скважину на насосно-компрессориых трубах спуска­ется цилиндр насоса с седлом конуса 6. Затем в скважину на штангах спускают плунжер 3 со всасывающим клапаном 5, ко­торый висит на захватном што­ке 7. Всасывающий клапан ус­танавливается в седло конуса, надавливая на него весом ко­лонны штанг.

Длину хода иолированпо-

Рис. 85. Схема невставных на- ^{го шгока после сп}У^{ска пл}>"^!Же-
сосов: о - двухкламашюго НСН-1: ^ * ^CKBa*"Hy выбирают так,
в - трехклапашгого НСП-2 ^{чтобы П}Р^{И холе} ""унжера вниз

он нс доходил до всасывающего

клапана, а при ходе вверх - не зацеплял головку штока. Если возни­кает необходимость подъема насосно-комнрессориых труб с ци­линдром насоса и штока с плунжером, то в этом случае всасы­вающий клапан зацепляется с помощью головки штока, снимает­ся с седла конуса и поднимается на поверхность вместе с плун­жером. Это необходимо делать не только для замены или ремонта клапанов, но и для спуска жидкости из насосио-компрессорных

труб при их подъеме. Наличие штока не позволяет устанавливать в нижней части плунжера второго нагнетательного клапана. С целью уменьшения вредного пространства и повышения долго­вечности работы в насосах НСН-2 устанавливается второй нагне­тательный клапан. Насос НСН-1 применяется для эксплуатации скважин с глубиной подвески насоса до 1500 м.

Для малодебитпых скважин с глубиной подвески до 400-500 м при длине хода полированного штока до 0,6 м применяются двухвтулочные насосы диаметром 28 и 32 мм. Цилиндр в этих насосах всегда перекрывается плунжером длиной 120 мм.

Большим недостатком двухклапанного насоса НСН-1 явля­ется то, что в нем большой объем вредного пространства склады­вается из объема внутренней поверхности плунжера и объема патрубка удлинителя. Этот объем вредного пространства можно уменьшить за счет установки дополнительного нагнетательного клапана на нижней части плунжера. Этот клапан предусмотрен в трехклапапном насосе (рис. 85 б). Трсхклапанный насос НСН-2 так же, как и двухклапанный, состоит из цилиндра, плунжера и всасывающего клапана. Второй нагнетательный клапан 8 уста­навливается в нижней части плунжера 3, поэтому отпадает необ­ходимость применять захватный шток, а под плунжером монти­руется специальный ловитель 9, который представляет собой муфту с крючкообразным захватом. Вместо захватывающего штока у всасывающего клапана имеется наконечник 10 с попе­речной шпилькой на верхнем конце.

Для поднятия всасывающего клапана плунжер спускается ниже нормального (рабочего) положения до упора в наконеч­ник 10 и поворачивается, шпилька наконечника входит в прорези ловителя и захватывается им. Всасывающий клапан устанавлива­ется на место также с помощью ловителя. Объем вредного про­странства в трехклапанном насосе за счет установки второго на­гнетательного клапана уменьшается почти в два раза в сравнении с дпухклапаннмм насосом. Длина цилиндра насоса НСП-2 изменя­ется от 3440 до 6955 мм и зависит от длины хода плунжера. Для замены невставного насоса или устранения неисправностей в нем поднимают штанги с плунжером и всасывающим клапаном, затем

В.М. Кудшюв, Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

пасоспо-компрессорныс трубы с цилиндром насоса, на это уходит много времени. Это является недостатком невставных насосов.

На нефтяных промыслах применяются также вставные на­сосы типа НСВ (рис. 86).

1 2 4

Вставные насосы обозна­чаются НСВ (насос скнажнм-пый вставной).

Вставные насосы типа НСВ-1 чаще применяются для эксплуатации скважин с глу­биной подвески до 2500 м (рис. 86 а). Вставной насос со­стоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

JZ

Цилиндр насоса 5 на ниж­нем конце имеет¹ всасывающий клапан 8, закрепленный наглу­хо, а на верхнем конце - ко­нус 3, который входит в замко­вую опору 4 и герметизирует насосио-компрессорные трубы (НКТ) 7. Плунжер 6 подвеши­вается к колонне штанг с по­мощью штока 1 так, чтобы при ходе вниз он не доходил до вса­сывающего клапана, а при ходе вверх не доходил до ниппеля 2. Ниппель устанавливается па верхнем конусе и служит для направления штока 1.

л

С целью уменьшения объ­ема вредного пространства на­гнетательный клапан установ-

Рис. 86. Схемы вставных титанго- лен на нижнем конце плунжера, вых насосов: а- НСВ-1; б- НСВ-2 Под замковой опорой 4, кото-

рая закреплена на нижнем конце подъемных насосно-компрес-сорных труб 7, монтируется направляющая труба, которая обес­печивает правильную установку насоса.

Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается в скважину на штангах. При этом, как уже упоминалось, на конце НКТ заранее устанавливается специальное посадочное устройство, замковая опора, в котором происходит посадка и уплотнение насоса.

Для извлечения вставного насоса достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми поднимается весь насос. Учитывая, что при вставном насосе через НКТ данного диаметра спускается не только плунжер, но и цилиндр насоса вместе с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен быть значительно меньше диаметра испставного насоса. По этой причине подача вставного насоса для одинакового диаметра всегда меньше, чем подача невставного насоса.

В настоящее время лидирующее положение в производстве глубинных штанговых насосов в России, которые по техническо­му уровню и качеству изготовления соответствуют мировому уровню, занимает ОАО «Ижнефтемаш», где производят вставные и трубные насосы более 300 типоразмеров и исполнений. Кроме вставных и трубных насосов на этом заводе выпускают сливной клапан для слива жидкости из колонны НКТ, автоматическое сцепное устройство для соединения колонны насосных штанг с установленным в скважине насосом; газовый якорь для сепара­ции газа из нефти при откачке ее глубинными штанговыми насо­сами, защитные фильтры и т.д.

Выпускаются вставные штанговые насосы с металлическим плунжером и неподвижным цилиндром (см. рис. 86).

Насосы выпускаются по длине хода плунжера - до 4 м; по плунжерному зазору 0,025-0,088 мм; 0,050-0,113 мм; 0,075-0,138 мм.

Цилиндр насоса - азотированный IHNI, длина - в зависимо­сти от требуемoi'O хода плунжера.

Плунжер желобчатый, напыленный твердосплавным по­рошком (Т), длиной 1333 мм и 1638 мм, но согласованию с заказ­чиком может быть изготовлен длиной 3376 мм.

В.М. Кулннов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

Клапан (седло-шарик) из материала стеллит (ST), сталь (SS). Муфта удлинительная - 2 шт., длина в зависимости от требуемо­го хода плунжера. Насосы по желанию заказчика изготавливают­ся с противонссочпой гильзой и удлиненной напрапляющей што­ка (противонссочный клапан) или со стандартной направляющей штока без гильзы.

Изготавливаются также трубные (иевставные) насосы (см. рис. 85).

Для установки в МКТ-60 выпускаются насосы 20-125-ТН и 20-175 ТН; для установки в НКТ-73 выпускаются насосы 25-125 ТН и 25-127-ТН. По длине хода нлунжера изготавливают­ся до 4,0 м. По плунжерному зазору с 0,025 - 0,088; 0,050 - 0,113; 0,075-0,138 и т.д.

Для всасывающего клапана предусмотрено механическое крепление с ловильным устройством байоистиого тина для из­влечения клапана, а также специальное крепление всасывающего клапана (конус в конус) с ловильным устройством байоиетиого типа.

Выпускаются насосы в специальном исполнении с неизвле-кающим всасывающим клапаном (TIIm-Т). Среди них всасы­вающий клапан (седло-шарик) насосов диаметром 32, 44, 57 мм по сравнению со стандартным исполнением увеличен. Ловильное устройство отсутствует. Насос используется совместно со слив­ным клапаном.

Специальное исполнение насоса с псизвлекаемым всасы­вающим клапаном и встроенным в него сливным клапаном сбив­ного типа (ТНМ-С). Всасывающий клапан увеличен. Ловилыюе устройство отсутствует.

Исполнение основных деталей насоса: цилиндр - азотиро­ванный; плунжер - желобчатый, длиной 1,3 м и 1,6 м, напылен­ный твердосплавным порошком; материал клапана (седло-ша­рик): стеллит (ST), сталь (SS).

3.2. Цилиндры насосов

Цилиндры глубинных насосов собираются из отдельных ко­ротких чугунных или стальных втулок длиной 300 мм, которые

вставляются на специальной оправке в кожух, и сжатых с торцов муфтами кожуха. Число втулок в насосах НГН-1 от 2 до 7, а в насосах НГВ-1 число втулок от 9 до 27.

При сборе цилиндра втулки надевают на специальный ка­либрованный стержеиь-скалку, который обеспечивает их соос­ность, и в таком виде вставляют в трубчатый кожух, где плотно зажимают с торцов муфтами или нинпелями-нереводникамн, иа-пинчивающимися на резьбу кожуха. При такой сборке втулкн об­разуют сплошной гладкий цилиндр с точно выдержанными по всей длине внутренним диаметром, с тщательно отшлифованной внутренней поверхностью.

С целью повышения износоустойчивости и твердости рабо­чей поверхности втулки подвергают специальной термической обработке. Внутреннюю поверхность втулок шлифуют, а торцы обрабатывают гак, чтобы они были строго перпендикулярны оси втулки и плотно прилегали друг к другу.

3.3. Плунжеры

Плунжеры глубинных насосов изготавливаются из цельно­тянутых стальных труб. Длина плунжера 1200 мм, а толщина стенки в зависимости от диаметра плунжера от 5 до 9,5 мм. На концах плунжера делается внутренняя резьба для присоеди­нения клапанов, переводников и т.д. Наружная поверхность плунжера тщательно шлифуется, покрывается хромом с целью повышения износостойкости и антикоррозийное™, после чего полируется. Глубинные насосы в зависимости от условий экс­плуатации комплектуются плунжерами с гладкой поверхно­стью, с кольцевыми и винтовыми канавками на внутренней по­верхности и плунжерами с резиновыми уплотняющими коль­цами.

Плунжеры с гладкой внешней поверхностью применяются в тех насосах, которые предназначены для отбора жидкости, не со­держащей механических примесей. В тех случаях, когда в откачи­ваемой жидкости имеется песок, частицы песка, проникая в зазоры между плунжером и цилиндром насоса, повреждают их рабочие поверхности и преждевременно выводят насос из строя.

310 В.И. Кудимов. Основы нефтегазопромыслового дела Глава X. Добыча нефти и газа 311

Это осложнение в работе глубинных насосов устраняется, термической обработкой для повышения твердости и износо-

если применять плунжеры с канавками на внешней поверхности, стойкости.

Эти канавки становятся ловушками для песчинок, попавших Шарик должен плотно прилегать к седлу с целью недопу-

н эти канавки, поэтому вероятность заклинивания плунжера спи- шепия пропуска жидкости через зазоры в клапанах, что достнга-

жается. Плунжер с резиновыми уплотнениями устанавливается ется притиркой рабочей поверхности седла, которое находится

в насосах, которыми отбирается жидкость, не содержащая песка. ^в контакте с шариком.

В нефтепромысловой практике такие насосы применяются при Всасывающие клапаны невставных насосов состоят из

эксплуатации обводнившихся скважин. Плунжер с резиновыми наконечника-конуса и клапанной клетки, соединяющихся ме-

уплотнениями (гуммированный плунжер) состоит из стальною жду собой на резьбе. Седло шарика плотно прижато торцами

пологого корпуса с четырьмя кольцевыми проточками, в которых этих деталей. Клапанная клетка ограничивает перемещение

прочно привулканизированы резиновые манжеты. Одна из них шарика вверх и имеет боковые отверстия (окна) для выхода

(верхняя) - самоуплотняющаяся. Она прижимается к стенкам ци- жидкости.

линдра под давлением столба жидкости. Остальные манжеты уп- В верхнюю часть клетки ввинчивается шток ловителя или

лотияют зазор за счет упругости материала. Применение гумми- захватный шток. Конусная поверхность наконечника точно соот-

рованных плунжеров даст возможность упростить конструкцию ветствует конусному отверстию седла, устанавливаемого па ниж-

циливдра насоса, так как при этом к величине зазора между нем конце патрубка-удлинителя.

плунжером и цилиндром насоса предъявляются менее жесткие Конусные поверхности наконечника-конуса и седла конуса

требования. Упрощение заключается в том, что цилиндр изготав- тщательно притираются друг к другу с целью лучшей герметизации,
ливается безвтулочным из стальной цельнотянутой трубы. Д^ля слива жидкости из колонны ПКТ применяют сливные

В этом случае диаметр плунжера может быть в пределах клапана.

до 120 мм. Насосы с металлическим плунжером изготавливаются ^в конструкции сливного клапана «Ижнефтемаш» для слива

с различным зазором между плунжером и цилиндром насоса, жидкости из колонны НКТ при подъеме насоса в колонне созда-

В зависимости от величины зазора различают три группы посад- ется давление, необходимое для срабатывания клапана. Для по-

ки плунжера в цилиндре насоса: I группа - зазор 20-70 мк (мик- вториого использования клапана необходимо установить новый,

рон); II группа -зазор 70-120 мк; III группа -зазор 120-170 мк. откалнброваниый на требуемое давление, открывной стержень.

Насосы I футшы посадки применяются в скважинах с мало- Стержни поставляются в комплекте с ЗИП в количестве и на дав-

вязкой нефтью при большой глубине подвески. ление, заявляемое потребителем.

Большинство скважин оборудуются насосами II группы по- Выпускаются сливные клапана следующей конструкции:

садки при разной глубине подвески. При добыче вязкой нефти и - присоединительная резьба (на патрубке и в корпусе клапана
в обводнившихся скважинах применяются насосы Ш группы со - 2⁷Л" (73мм);

слабой пригонкой плунжера. - диаметр отверстия в корпусе клапана для слива, мм - 10

(2 отверстия);
3.4. Клапаны _ дл_ниа клапана, мм

В глубинных штанговых насосах применяются клапаны ша- без патрубка- 150

ровой конструкции. Шаровой клапан состоит из шарика и седла ^с патрубком - 300;

шарика, изготавливаемых из легированной стали с последующей - давления срабатывания, МПа-от 10 до 20.

В.И. Кудимов. Основы нефтегозопромыслового дела

1 лава X. Добыча нефти и таза

3.5. Насосные штанги

Головка штанги

Тело штанги

Головка штанг

Насосные штанги предназначаются для соединения плунжера штангового насоса с приводом насосной установки (СКН) и сооб­щают плунжеру возвратно-поступательное движение. Они пред­ставляют собой стальные стержни круглого сечения (рис. 87).

Муфта соединительная

Рис. 87. Насосная штанга

Штанги изготавливаются диаметром 16, 19, 22, 25 мм, дли­ной от 7,5 до 10 м. Па концах штанг высажены утолщенные го­ловки, на которых имеется резьба и участок с квадратным сече­нием для штангового ключа.

Заводами также выпускаются укороченные штанги дли­ной 1,0; 1,5; 2,0; 2,5 и 3,0 м. Такие штанги применяются для регу­лирования длины колонны штанг в зависимости от глубины иод-вески насоса и положения плунжера в цилиндре насоса после за­вершения спуска насоса и штанг при подземном ремонте сква­жин.

Изготавливаются штанги из стали 40 30 ХМА, нормализо­ванные с поверхностным упрочнением токами высокой частоты (ТВЧ), дробеструйной обработкой.

Штанги постоянно работают со знакопеременными нагруз­ками в сложных условиях: в агрессивных (пластовых) жидкостях, содержащих сероводород, испытывают влияние столба жидкости, нагрузки от продольных колебаний колонны штанг и т.д. Штанги работают в среднем 5,5-6 лет и делают до 5 млн. циклов в год. С целью предохранения резьбы от возможных повреждений при транспортировке и хранении на конец штанги в заводских усло­виях навинчинается предохранительный колпачок, а в открытый

конец муфты ввинчивают предохранительную пробку. Насосные штанги необходимо транспортировать на штанговозах, оборудо­ванных гидравлическими кранами и полуприцепами.

При хранении и транспортировке штанг величина прогиба их должна быть не более 3 мм на 1 м длины.

Штанги хранятся в пакетах по 500 кг, иногда по 1500 кг.

Можно в качестве штанг применять Wiⁿ HKT, но это дорого и нерационально, кроме случаев комбинированной (одновремен­но-раздельной) эксплуатации.