4.4.6. Скважинные штанговые насосы - основные виды и области применения

Скважинный штанговый насос представляет собой одноплунжерный насос с длинным цилиндром, шаровыми клапанами и длинным проходным плунжером (рис. 4.95). При ходе плунжера вверх он нагнетает жидкость, находящуюся между стенками цилиндра и штангами, а в полость под плунжером поступает жидкость из скважины. При ходе вниз насос нагнетает (выжимает) объем жидкости, равный объему опускающегося в цилиндр штока, т. е. это насос дифференциального действия.

По конструкции насосы бывают с щелевым уплотнением зазора между металлическим плунжером и цилиндром и с упругим уплотнением этого зазора - с неметаллической рабочей поверхностью плунжера или со специальными поршневыми кольцами. Скважинные штанговые насосы делятся на трубные и вставные. У первых цилиндр в скважину спускается на трубах, а плунжер и клапаны - на штангах. Вставные насосы спускаются в скважину в собранном виде на штангах и фиксируются в нижней части колонны НКТ замком (анкером).

В отличие от остальных насосов к основным параметрам скважинных штанговых насосов относятся номинальный диаметр плунжера (или цилиндра) и длина хода плунжера. Схемы насосов и их основные параметры установлены с 2002 года государственным стандартом Российской Федерации (ГОСТ-Р 51896-2002)[ ], гармонизированным с материалами спецификации 11 АХ API (Американского нефтяного института), а до этого времени - отраслевым стандартом (ОСТ) и техническими условиями (ТУ). Конструктивные схемы скважинных штанговых насосов, предусмотренных ГОСТ-Р, и их технические характеристики будут представлены ниже.

Условные диаметры скважинных насосов (плунжеров и цилиндров) выбираются из следующего стандартного ряда: 27 (29 - по ОСТ и ТУ), 32, 38,44, 50, 57, 63, 70, 95,120 мм.

Длина плунжера скважинного штангового насоса выбирается в зависимости от требуемого напора насоса (глубины расположения динамического уровня, с которого насос должен обеспечить подъем пластовой жидкости). Плунжеры длиной 1200 мм рекомендуется применять до динамического уровня с глубиной до 1200 м, 1500 мм - до 1500 м, 1800 мм -1800 м и более.

Современные скважинные штанговые насосы, широко применяемые на промыслах, имеют составной (втулочный) или безвтулочный (цельнометаллический) цилиндр.

Втулочный насос (НН1С, НН2С и др.) имеет цилиндр, набранный из втулок длиной по 304 мм, размещенных в кожухе и зажатых концевыми муфтами. К нижней муфте подсоединен узел всасывающего клапана. В цилиндре движется плунжер, имеющий узел нагнетательного клапана.

Насос с безвтулочным цилиндром (НВ1Б, НВ2Б, НН2Б и др.) имеет цельный цилиндр с концевыми резьбами. К резьбе подсоединены переводники. К нижнему переводнику подсоединен узел всасывающего клапана, к верхнему - ограничитель хода плунжера или колонна НКТ. В цилиндре находится плунжер с нагнетательным клапаном. Цельнометаллический цилиндр представляет собой цилиндрическое тело, внутренняя поверхность которого является рабочей. Эта поверхность имеет малую шероховатость, высокую точность обработки и большую твердость, такую же, как и у втулок втулочного цилиндра.

Переход от втулочного к цельнометаллическому цилиндру позволяет уменьшить наружный диаметр цилиндра, а также снизить трудоемкость сборки насоса и изготовления цилиндра. Устраняется возможность сдвига втулок цилиндра при транспортировке, монтаже и эксплуатации насосов. Насосы с цилиндром без втулок изготавливаются трубными (насосы НН2Б, ННБА и др.) и вставными (насосы НВ1Б, НВ2Б и др.).

Рассмотрим схемы и конструктивные особенности некоторых типов скважинных штанговых насосов широкого применения.

Трубные (невставные) скважинные насосы (НН) выполняют нескольких типов - НН1, НН2, ННА. Насос НН1 (см. рис. 4.95 а) состоит из штока с утолщением в верхнем конце, служащего для съема всасывающего клапана с его посадочного конуса и подъема клапана на поверхность вместе с плунжером. Цилиндр насоса остается подвешенным на трубах. Узел нагнетательного клапана находится в верхней части плунжера. На данном рисунке показано нижнее положение плунжера при рабочем ходе. Подъем на поверхность всасывающего клапана удобен и прост. Но наличие штока в конструкции и размещение нагнетательного клапана в верхнем торце плунжера создают большое мертвое пространство Ум в цилиндре насоса, что является причиной плохой работы насоса даже при небольшом газосодержании в жидкости. Для устранения этого недостатка необходимо уменьшить мертвое пространство в насосе. Для этого нагнетательный клапан переносят в нижнюю часть плунжера и применяют специальный байонетный захват 7 и крестовину 5 для съема всасывающего клапана (см. рис. 4.95 б). Насос такой конструкции имеет шифр НН2. Его преимущество - небольшое мертвое пространство Ум В цилиндре насоса, что улучшает работу насоса при наличии свободного газа в жидкости. Однако захват и подъем на

поверхность всасывающего клапана обычно трудоемкая и не всегда успешная операция, особенно в случае возможности отложения на деталях насоса асфальто-парафиновых и смолистых веществ.

Вставной насос (НВ) имеет следующую конструкцию (рис. 4.96). Насос 5 опускают внутрь колонны НКТ 1, в которой установлено седло-конус 3 для посадки вставного насоса. Конус иногда имеет захватную пружину 4. Силы трения в конусе или силы трения и пружина, упирающаяся в выступ насоса, способствуют удержанию насоса на месте в начале работы при ходе плунжера вверх. К достоинствам насоса относится то, что при его смене он поднимается на поверхность земли на штангах без подъема колонны НКТ. Плунжер, имеющий нагнетательный клапан в нижней своей части, создает малое мертвое пространство. Но, поскольку насос спускается внутрь колонны НКТ, он имеет меньший диаметр плунжера, чем трубный насос, спускаемый с теми же НКТ. Это ограничивает подачу вставного насоса, а также снижает скорость течения жидкости в НКТ. Последнее важно при отборе жидкости с песком, так как вынос его будет хуже. Обратный клапан 2 предохраняет от попадания песка в цилиндр при остановках насоса.

Современные вставные насосы типов НВ 1 (с установочным замком в верхней части насоса) и НВ2 (с замком внизу) могут выпускаться со сдвоенными всасывающими и сдвоенными нагнетальными клапанами. Такое дублирование клапанов принято из-за того, что вставные насосы обычно предназначены для спуска на большую глубину, чем трубные.

Трубные насосы типа ННА с автоматическим сцеплением штанг со штоком плунжера насоса спускаются в сборе на колонне НКТ. Штанги спускаются после спуска насоса на заданную глубину и автоматически соединяются со штоком

плунжера. Конструкцией насоса предусмотрено автоматическое рассоединение колонны штанг и штока плунжера перед подъемом насоса и открытие сливного клапана для опорожнения колонны НКТ от откачиваемой жидкости.

Такая схема насоса позволяет спускать цилиндр с диаметром больше, чем внутренний диаметр НКТ. Это дает экономию металла и позволяет иметь большую скорость потока жидкости при подъеме ее на поверхность. Последнее важно при отборе жидкости с песком для уменьшения возможности его оседания. Еще одним преимуществом данной конструкции насоса является отсутствие износа или повреждения плунжера невставного насоса при его спуске в колонну НКТ.

Все насосы с металлическим плунжером и цилиндром имеют унифицированные детали. В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром выпускаются насосы пяти групп посадок (зазоров между плунжером и цилиндром насоса):

1 группа посадки - от 0 до 0,063 мм;

2 группа посадки - от 0,025 до 0,078 мм;

3 группа посадки - от 0,050 до 0,113 мм;

4 группа посадки - от 0,075 до 0,138 мм;

5 группа посадки - от 0,100 до 0,163 мм.

При оснащении скважины насосом группа посадки выбирается в зависимости от вязкости откачиваемой жидкости, содержания в ней песка, размера его частиц и т. д.

Плунжеры насосов изготавливают из стали и покрывают слоем хрома толщиной до 70 мкм или проходят специальную термохимическую обработку для повышения износоустойчивости. Плунжер может иметь концентричные или винтовые канавки, насечку. Канавки и насечка предохраняют плунжер от заклинивания песком. Для скважин с большим выносом песка применяют плунжер «пескобрей». Он имеет скошенную внутрь плунжера верхнюю кромку и углубленную в плунжер клетку, соединяющую его со штангами. Таким образом, плунжер как бы сбривает механические примеси со стенок цилиндра. Примеси поступают к клетке клапана, где их подхватывает поток откачиваемой жидкости, выносящий механические примеси из зоны контакта плунжер-цилиндр. Другие виды плунжеров для скважинных штанговых насосов рассмотрены ниже.

Втулки цилиндра выполняют из чугуна, стали марки 45 или 38Х2МЮА. Для упрочнения внутренней поверхности втулок их подвергают термообработке. Втулки из чугуна и стали-45 подвергают закалке, а из стали марки 38Х2МЮА - азотированию на глубину 0,2-0,5 мм. В результате термообработки твердость внутренней поверхности втулок доводится у чугуна до HRC 36-45, у стали-45 - до HRC 50 и у стали марки 38Х2МЮА до HRA 80 и более.

Втулки выполняют с большой точностью, так как в наборе их может быть 12 и более. Контакт их торцов при сжатии втулок должен быть герметичен, а внутренняя полость сборки втулок должна представлять собой прямолинейный цилиндр с малой шероховатостью и малым отклонением в размерах цилиндра.

Цельнометаллический цилиндр изготовляется из стали марки 40Х. К внутренней поверхности его предъявляются те же требования, что и к втулочному цилиндру. Клапаны насосов шаровые. Шарик притирается к седлу. Седло имеет меньшую твердость, чем шар, что увеличивает срок службы этой пары. Рабочая кромка седла углублена и защищена «ложной» фаской от ударов шаром.

Насосы с неметаллической рабочей поверхностью плунжера типа НВ1м и НН2м могут иметь гуммированный плунжер (рис. 4.97) или плунжер с манжетами.

Гуммированный плунжер изготовляют вулканизацией или приклеиванием резиновых частей к плунжеру. Верхнее уплотнение имеет подвод жидкости из плунжера в свою внутреннюю полость. Поскольку нагнетательный клапан расположен внизу плунжера, под Действием давления жидкости распирается верхнее уплотнение. Остальные гуммированные части изготовлены так, что входят в цилиндр с натягом и тоже воспринимают определенную часть перепада давления. На плунжере обычно имеется четыре-шесть гуммированных уплотнений или манжет.

Цилиндры этих насосов делают без втулок и с втулками. Размер диаметра цилиндра не требует высокой точности, но поверхность его должна иметь весьма малую шероховатость. Такие насосы значительно дешевле втулочных. Но большого перепада давления они не выдерживают и предназначены для малых и средних величин динамического уровня. Ограничено также содержание песка в жидкости. Цилиндр насоса имеет невысокую твердость, поэтому пара резина-сталь недостаточно износоустойчива. В трубных насосах типа НН2м при спуске и подъеме плунжера его манжеты могут быть повреждены о внутренние дефекты колонны НКТ или об отложения на внутренней стенке НКТ.

Для отбора из скважин высоковязкой жидкости выпускаются насосы с двумя плунжерами разного диаметра (типа ННД2 и НВ2Д2). В этих насосах при ходе плунжеров и штанг вниз создается сила, действующая сверху вниз и растягивающая шток насоса и штанги, что предупреждает зависание штанг в вязкой жидкости и их продольный изгиб. Подача такого насоса определяется длиной хода и разностью площадей цилиндра нижней насосной части и цилиндра верхней насосной части.

Сравнение характеристик насосов

Классификация насосов в зависимости от характеристики откачиваемой смеси приведена в табл. 4.35. Буквы П, В и Т, включенные после обозначения насоса, соответствуют следующим конструктивным особенностям: П — насос с седлами клапанов из твердых сплавов; В - то же, с пескозащитным устройством и сепаратором; Т - с седлами клапанов из твердых сплавов и с полым штоком (для подъема жидкости по полым штангам).

Меньшими подачами обладает насос типа НСН1, так как у него из-за штока ограничена длина хода плунжера. Вставные насосы НВ1 имеют большую подачу, но примерно в 2 раза меньшую, чем трубные насосы НН2. Достижимые напоры, наоборот, меньше у трубных насосов НН (обычно до 1200-1500 м), чем у вставных (до 2500 м).

Насосы с неметаллическим плунжером имеют самую большую подачу, примерно вдвое большую, чем НН2, а напор - до 1800 м. Вставные втулочные насосы выпускают с плунжером диаметром до 70 мм, трубные втулочные - с диаметром плунжера до 120 мм. Область применения таких насосов ограничена для скважин с малыми диаметрами обсадных колонн. С другой стороны, применение вставных насосов ограничено наличием в откачиваемой жидкости механических примесей и асфальто-смоло-парафинистых веществ, которые могут откладываться при откачке как в колонне НКТ, так и в самих замковых устройствах (якорях) скважинных вставных насосов. Это может привести к осложнениям при подъеме вставного насоса - образовании песчаной или парафинистой пробки или «пыжа» и даже заклинивании насоса с последующим обрывом колонны штанг.

Таблица 4.35- Области применения штанговых насосов

Тип насоса	Содержание (в г/л), не более		Вязкость (в Па-с), ие более
	Механических примесей	Свободного газа
НСНI, НСН2, НСВ1, НСВ2 НН2, НВ 1, НВ2	1,3	10	0,025
НВ1П	1,3	10	0,025
НВШ, НН2И, НСН2Т	Свыше 1,3	10	0,015
НСВГ, ННГ, НВ1Д1Б	1,3	10	0,1
НСВД, НВД, НВ1Д2Б	1,3	25	0,015
НСНА, ННА	1,3	10	0,025

Стандартные скважинные штанговые насосы возвратно- поступательного действия предназначены для добычи нефти из скважин при обводненности продукции скважин до 99%, температуре до 403 К (130°С), содержании механических примесей до 1,3 г/л, содержании H2S и С02 до 200 мг/л, минерализации воды до 200 мг/л и водородном показателе рН 4,0-8,0.

Скважинные штанговые насосы следует применять для эксплуатации скважин в умеренном и холодном климатических районах по ГОСТ 16350. Категория изделий - 5 по ГОСТ 15150.

Базовые типы насосов и обозначения конструкций должны соответствовать спецификации, приведенной в таблице 4.36.

Таблица 4.35- Спецификация базовых типов скважинных штанговых насосов

Типы насосов

Обозначение конструкций

Плунжерное уплотнение

Манжетное уплотнение

Безвтулочные насосы

Втулоч­ные насосы

Толсто­стенные

Тонко­стенные

Толсто­стенные

Тонко­стенные

I

2

3

4

5

б

1. Вставные насосы

1.1. Неподвижный цилиндр, верхний якорь

НВ1Б

HBIT

НВ1С

НВ1Бм

НВ1Тм

1.2. Неподвижный цилиндр, нижний якорь

НВ2Б

HB2T

НВ2С

НВ2Бм

НВ2Тм

1.3. Подвижный цилиндр, нижний якорь

НВ2Ц

НВ2ЦТ

—

—

—

1.4. Неподвижный дифференциальный (ступенчатый) цилиндр, верхний якорь для от­качки вязкой жидкости

НВ1Д1Б

НВ1Д1Т

НВ1Д1Бм

НВ1Д1Т.М

1.5. Неподвижный дифференциальный (ступенчатый) цилиндр, верхний якорь для откачки газированной жидкости

НВ1Д2Б

НВ1Д2Т

НВ1Д2Бм

НВ1Д2ТМ

2. Невставные (трубные) насосы

2.1. Плунжер с захватным штоком всасывающего клапана

НН1С

—

—

2.2. Плунжер с захватом всасывающего клапана

НН2Б

НН2Т

НН2С

-

-

2.3. Плунжер с автосце­пом if сливным клапаном

ННАБ

-

-

ННАБм

-

2.4. Плунжер дифферен­циальный (ступенчатый) с захватом всасывающего клапана

НН2ДБ

ННД2Т

НН2ДБм

2.4. Плунжер дифферен­циальный (ступенчатый) с автосцепом и сливным устройством

ННАД1Б

ННАД1Т

ННАД1Бм

Полное описание конструкции насоса включает:

- номинальный диаметр колонны НКТ, мм;

-тип насоса с указанием типа уплотнения плунжера и фиксирующего (якорного) устройства;

- условный диаметральный размер цилиндра насоса, мм;

- длина хода плунжера насоса в мм, уменьшенная в 100 раз;

- длина плунжера в мм, уменьшенная в 100 раз;

- группа посадки плунжера в цилиндре;

- исполнение насоса по стойкости к перекачиваемой среде.

Примеры обозначения насосов

Вставной насос с верхним расположением замковой опоры (якоря) гидравлического типа, дифференциальный для откачки сильно- газированной жидкости с тонкостенным цилиндром и условными Диаметрами плунжеров насоса 44 и 32 мм, с длиной хода плунжера ^500 мм, длиной плунжеров по 1200 мм, второй группы посадки, износостойкого исполнения для работы с колонной НКТ условным диаметром 73 мм будет обозначаться:

73-НВ1Д2Т-Г-44/32-35-12-2-И.

Невставной (трубный) насос с ловителем всасывающего клапана толстостенным цилиндром, манжетным уплотнением плунжерной пары, условным диаметром 32 мм, длиной хода плунжера 3000 мм, длиной плунжера 1500 мм, коррозионностойкого исполнения для работы с колонной НКТ условным диаметром 60 мм будет обозначаться:

60-НН2Бм-32-30-15-К.

Конструктивное исполнение некоторых видов стандартных насосов и их элементов представлены ниже.

Насосы типа НВ1Б — насосы вставные с верхним расположением опоры и толстостенным цилиндром (рис. 4.98).

Насосы типа НН2Б - насосы невставные с толстостенным цельным цилиндром, ловителем всасывающего клапана и нагнетательным клапаном в нижней части проходного плунжера (рис. 4.100).

 

Насосы типа ННАБ - насосы невставные с толстостенным цельным цилиндром, автосцепом, сливным устройством и нагнетательным клапаном в нижней части проходного плунжера (рис. 4.101).

Соответствие насосов по ГОСТ Р и Spec 11АХ API приведено в таблице 4.37.

Таблица 4.37- Соответствие обозначения насосов по российскому стандарту и API Spec 11 АХ

Обозначение			Обозначение
ГОСТ-Р	API		ГОСТ-Р		API
60-HBIБ 27-18-12	20-106-RHAM-8-4-4		73-НВ1Б 44-12-12		25-175-RHAM-6-4-3
60-НВ1Б27-18-15	20-106-RHAM-10-5-4		73-НВ1Б44-18-12		25-175-RHAM-8-4-3_
60-НВ1Б 27-25-15	20-I06-RHAM-10-5-4		73-НВ1Б 44-25-12		25-175-RHAM-I0-4^_
60-HBIБ 27-25-12	20-106-RHAM-12-4-4		73-НВ1Б44-3 0-12		25-I75-RHAM-U-4-4_
60-НВ1Б27-30-15	20-106-RHAM-12-5-4		73-НВ1Б 44-35-12		25-175-RHAM-|j-4-3^
60-НВ1Б27-30-18	20-106-RHAM-14-6-4		73-НВ2Б 44-35-15		25-I75-RHBM-l4-5-4_
Обозначение			Обозначение
ГОСТР		API	ГОСТР	API
60-НВ1Б32-18-18		20- I25-RHAM-10-6-4	89-HBIБ 57-25-12	30-225-RHAM-10-4-3
60-НВ1Б 32-25-12		20- 125-RHAM-10-4-4	89-НВ1Б 57-30-12	30-225-RHAM-12-4-4
60-НВ1Б32-30-12		20-I25-RHAM-12-4-4	89-НВ1Б 57-35-12	30-225-RHAM-13-4-4
60-HBIБ 32-30-18		20- I25-RHAM-12-6-4	89-НВ2Б 57-30-15	30-225-RHB М-13-5-4
60-НВ2Б 32-30-18		20-I25-RHBM-12-6-4	89-НВ2Б 57-35-15	30-225-RHB М-14-5-4
73-НВ1Б 38-12-12		25-150-RHAM-6-4-3	48-НН2Б 32-30-12	15-125-TH-12-4-4
73-НВ1Б 38-18-12		25-I50-RHAM-8-4-3	60-НН2Б44-12-12	20-I75-TH-6-4-5
73-НВ1Б 38-18-15		25-150-RHAM-8-5-4	60НН2Б 44-18-12	20-175-TH-8-4-5
73-HBIБ 38-25-15		25-I50-RHAM-10-5-4	60-НН2Б 44-25-12	20-175-TH-10-4-5
Г 73-НВ1Б 38-25-12		25-I50-RHAM-10-4-4	60-НН2Б 44-30-12	20-175-TH-I2-4-5
73-HBIБ 38-30-15		25- 150-RHAM-12-5-4	60-НН2Б 44-35-12	20-175-TH-14-4-5
73-НВ1Б 38-30-15		25-I50-RHAM1-12-5-4	73-НН2Б 57-12-12	25-225-TH-6-4-5
73-НВ1Б 38-35-12		25-I50-RHAM-14-4-3	73-НН2Б 57-18-12	25-225-TH-8-4-5
73-HBIБ 38-35-15		25-150-RHAM-14-5-4	73-НН2Б 57-25-12	25-225-TH-10-4-5
48-НН2С27-09-12		15-I06-TL-6-4-2	73-НН2Б 57-30-12	25-225-TH-l 2-4-5
48-НН2С32-09-12		15-I25-TL-6-4-2	73-НН2Б 57-35-12	25-225-TH-14-4-4
60-HH2C44-09-I5		20-175-TL-6-5-2	89-НН2Б 70-30-15	30-275-TH-l 2-5-4
73-НН2С57-09-12		25-225-TL-6-4-2	114-НН2Б95-30-12	40-375-TH-I2-4-4

Цилиндры насосов могут изготавливаться в трех исполнениях: ЦБ - цилиндр цельный безвтулочный толстостенный; ЦТ - цилиндр цельный безвтулочный тонкостенный; ЦС - цилиндр втулочный (составной) из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.

Толстостенные (рис. 4.102) и тонкостенные безвтулочные цилиндры должны изготавливаться из прецизионных холоднотянутых труб, материал которых определяется условиями эксплуатации насосов. Внутренняя поверхность цилиндра после механической обработки должна быть подвергнута термохимическому упрочнению, например, азотированию, на глубину 0,2-0,5 мм. Твердость упрочненного слоя -HV 870-1124 кгс/мм2 (8,7-11,2 ГПа). Отношение наружного и внутреннего диаметров (Did) для толстостенных цилинд¬ров составляет 1,15—1,5, для тонкостенных -1,1.

Втулочные (составные) цилиндры состоят из корпуса, стальных или чугунных втулок и переводников, обеспечивающих стяжку и герметизацию втулок по их торцам. Корпус насоса представляет собой трубу, изготовленную из низколегированной конструкционной стали.

Втулки изготавливаются из сталей марок 38Х2МЮА, 50Г, 40Х, 45, а также из серого чугуна СЧ28-48. Внутренняя поверхность втулок после механической обработки азотируется (сталь 38Х2МЮА) или подвергается закалке ТВЧ. Материалы, рекомендуемые для изготовления цельных и составных цилиндров в зависимости от условий эксплуатации, приведены в таблице 4.38.

Таблица 4.38- Материал цилиндров и условия эксплуатации

№ п/п	Материал	Условия эксплуатации
1	Углеродистая сталь с упрочнением внутренней поверхности, серый чугун	Некорродирующая неочищенная нефть без абразивных компонентов
2	Углеродистая сталь с термохими­ческим упрочнением внутренней поверхности, низколегированная сталь с термохимическим упрочне­нием, серый чугун	Некорродирующая обводненная неочищенная нефть с немногими абразивными компонентами
3	Углеродистая и низколегированная сталь с твердохромированньгм по­крытием внутренней поверхности	Обводненная неочищенная нефть с невысокой коррозией соленой водой и повышенным содержанием абразив­ных компонентов
4	Закаленная нержавеющая сталь	Сильно обводненная неочищенная нефть с высокой коррозией соленой водой и немногими абразивными ком­понентами
5	Монель-металл	Сильно обводненная неочищенная нефть для тяжелых условий коррозии соленой водой с С02 и H2S, без абра­зивных компонентов
6	Монель-металл сталь с твердо- хромированным покрытием внутренней поверхности	Сильно обводненная неочищенная нефть для тяжелых условий коррозии соленой водой с С02 и H2S и повышен­ным содержанием абразивных компо­нентов

Плунжеры скважинных штанговых насосов имеют следующие исполнения: П1Х - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и хромовым покрытием наружной поверхности; П2Х - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце, П1А - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и азотированной наружной поверхностью; П2А - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце; П1И - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности методом напыления; П2И - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце; П1НХ - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и хромовым покрытием наружной поверхности и наружной присоединительной резьбой; П1НИ - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце, упрочнением наружной поверхности методом напыления и наружной присоединительной резьбой; ШНм - с манжетными (металлическими и неметаллическими) уплотнителями и наружной присоединительной резьбой

(см.

Кроме указанных типов плунжеров допускается конструкция плунжеров с гладкой цилиндрической поверхностью и с винтовой канавкой.

Плунжеры изготавливаются из цельнотянутых, стальных труб с толщиной стенки от 5 до 9,5 мм и длиной 1200, 1500 и 1800 мм.

Для повышения износостойкости и коррозионной стойкости плунжера применяется хромирование. Толщина хромового покрытия должна быть не менее 0,08 мм, микротвердость покрытия - HV 7,5-11,0 ГПА (750-1100 кгс/мм2).

Допускается вместо хромирования применять химико-термическую (азотирование), термическую обработку (закалка ТВЧ) или нанесение порошковых покрытий. В качестве финишной механической обработки наружной поверхности плунжера должно применяться последовательно шлифование и полирование.

Рабочие поверхности цилиндра и плунжера рекомендуется выполнять с разной величиной твердости для обеспечения приработки деталей и их минимального суммарного износа.

Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров скважинных штанговых насосов в зависимости от условий эксплуатации, приведены в таблице 4.39.

Таблица 4.39- Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров

№ п/п	Материал		Условия эксплуатации
1	2		3
1	Углеродистая сталь		Некорродирующая нефть без абразивных компонентов
2	Закаленная углеродистая сталь или углеродистая сталь с твердох ротированным покрытием		Некорродирующая нефть с малым количеством абразива
3	Углеродистая сталь с твердо­сплавным покрытием		Некорродирующая нефть с повышенным содержанием абразивных компонентов
4	Углеродистая сталь, низко­легированная сталь с твердо- хромированиым покрытием		Обводненная иефть с невысокой коррозией соленой водой и абразивными компонен­тами
б		Углеродистая или нержавеющая сталь углеродистая сталь с твер- дохромированным покрытием	Сильно обводненная нефть с повышенной коррозией соленой водой, без абразивных компонентов
7		Нержавеющая сталь с твердо­сплавным покрытием	Преимущественно обводненная нефть, для тяжелых условий коррозии соленой водой с С02 и H2S, с высоким содержанием абра­зивных компонентов
8		Нержавеющая сталь с глино­земистым твердым покрытием	Соленая вода с нефтью, для тяжелых усло­вий коррозии соленой водой с С02 и H2S, с высоким содержанием абразивных компонентов
9		Плунжер с уплотнительным манжетами, улучшенная угле­родистая сталь	Смесь нефти и соленой воды, преимущест­венно абразивная, прн очень низкой корро­зии соленой водой
10		Плунжер с уплотнительными манжетами и опорными коль­цами, нержавеющая сталь	Смесь нефти и соленой воды, преимущест­венно абразивная, с повышенной коррозией соленой водой
11		Плунжер с пазами для установ­ки уплотнительных колец, улучшенная углеродистая сталь	Смесь нефти и соленой воды, преимущест­венно абразивная, при низкой коррозии соленой водой

Клапаны скважинных штанговых насосов могут иметь два исполнения по конструкции седла клапана: с цилиндрическим седлом и с цилиндрическим седлом с буртом (рис. 4.104). Оба исполнения по конструкции могут иметь нормальный и уменьшенный диаметр шарика.

 

В зависимости от типоразмера клапана и насоса диаметры шаров меняются от 14,288 мм до 76,2 мм, высота клапана - от 21,9 до 82,1 мм.

В зависимости от характера откачиваемой среды детали клапанов изготавливаются из различных материалов, приведенных в таблице 4.40.

Таблица 4.40- Материалы деталей клапанов скважинных штанговых насосов

№п/п	Материал шара	Материал седла
1	Нержавеющая закаленная сталь	Нержавеющая закаленная сталь
2	Нержавеющая закаленная сталь	Спеченный металлопорошок
3	Нержавеющая закаленная сталь	Твердый сплав (карбид вольфрама)
4	Нержавеющая закаленная сталь	Нержавеющая закаленная сталь с кольцом из твердого сплава (карбид вольфрама)
5	Твердый сплав (карбид вольфрама)	Твердый сплав (карбид вольфрама)
6	Металлокерамика	Нержавеющая закаленная сталь с кольцом из твердого сплава (карбид вольфрама)
7	Стеллит (сплав кобальта, никеля н хрома)	Стеллит (сплав кобальта, никеля и хрома)

Замковая опора (якорь) вставных штанговых насосов вместе с уплотнением насоса должна обеспечивать герметичное закрепление насоса в опорной муфте колонны НКТ на заданной глубине скважины.

Вставные штанговые насосы с неподвижным цилиндром могут иметь в зависимости от исполнения замковые опоры в верхней или в нижней части насоса. Насосы с подвижным цилиндром могут иметь замковые опоры только в нижней части насоса.

Замковая опора может иметь механический или гидравлический якорь, который должен предотвращать срыв насоса под действием усилий трения, возникающих между цилиндром и движущимся вверх плунжером.

Механический якорь должен обеспечивать фиксацию и уплотнение вставного насоса за счет силового воздействия и геометрического замыкания.

Механический якорь опоры типа 31 располагается в верхней части вставного насоса и состоит из фиксирующего и уплотнительного устройства (рис. 4.105 а). Фиксирующее устройство имеет цанговую пружину и ответную деталь - упорный ниппель. Уплотнительное устройство состоит из седла и уплотнительного кольца, сопряжение между которыми происходит по конической поверхности. Допускается исполнение уплотнительного устройства с дополнительным уплотнительным неметаллическим кольцом, расположенным в цилиндрической расточке опорной муфты.

Механический якорь замковой опоры типа 32 (рис. 4.105 б) расположен в нижней части вставного насоса и имеет конструкцию, аналогичную опоре 31.

Гидравлические замки опор 31 и 32 (рис. 4.105 в) состоят из посадочной оправки, несущей на себе посадочные манжеты и опорные кольца, и стакана, являющегося частью опорной муфты колонны НКТ.

Цанговая пружина замковой опоры может изготавливаться из стали 40Х и подвергаться закалке до твердости HRC 40-45.

Седло уплотнительного устройства должно изготавливаться из стали 30X13 и подвергаться термической обработке до твердости HRC 32-38.

Уплотнительное кольцо должно изготавливаться из коррозионностойкой стали или из спеченного металлопорошка и подвергается термообработке до твердости HRC 40-45.

Остальные детали замковых опор должны быть изготовлены из конструкционной стали, причем верхнюю часть направляющей клетки и защитную втулку подвергается термической обработке для повышения стойкости против истирания.

Автосцеп и сливное устройство насосов исполнения ННБА предназначены соответственно для сцепления штанг с плунжером насоса и слива жидкости из полости насосно-компрессорных труб при демонтаже насоса.

Сливное устройство представляет собой патрубок со сливным отверстием в верхнем конце. Патрубок ввернут в цилиндр насоса, в расточке которого установлен упор. Внутри патрубка расположен золотник.

Автосцеп состоит из отделяемой части, прикрепленной к колонне насосных штанг, и части, закрепленной на переводнике плунжера.

Штоки штанговых насосов применяют для соединения плунжера с колонной насосных штанг и имеют диаметр от 18 до 26 мм. Длина Штоков достигает 7 м. В верхней части штока имеется головка, лыски которой взаимодействуют с замком насоса или защитным клапаном. Шток может изготовляться составным, в этом случае головка к нему присоединяется резьбой.

Огромное количество разнообразных условий эксплуатации скважинных штанговых приводит к тому, что кроме стандартных видов насосов имеется большое число конструкций, приспособленных к конкретным геолого-техническим условиям месторождений.

Российская фирма ООО «Экогермет» разработала и внедрила новые типы штанговых насосов для добычи нефти. Конструкция основных узлов насосов - уплотнений цилиндра и плунжера, клапанных узлов и сливных устройств - коренным образом отличается от конструкции узлов штанговых насосов, выпускаемых в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (API) и с отечественными стандартами [8].

Уплотнение насоса относится к классу контактно-лабиринтных механических уплотнений. Оно состоит из нескольких плавающих колец, которые с помощью упругих элементов прижимаются одновременно к уплотняемой цилиндрической поверхности и друг к другу своими торцовыми поверхностями. Для получения максимального эффекта кольца должны прижиматься к уплотняемой поверхности с противоположных сторон.

Суммарная площадь сечения уплотнительного зазора, образованного парой эксцентрично смещенных и прижатых друг к другу колец, намного меньше площади сечения зазора, образованного одним кольцом. В начальный момент работы машины уплотнительные кольца контактируют с уплотняемой поверхностью по линии, и жидкость из области высокого давления движется в область низкого давления по щелевому зазору переменного сечения. По мере приработки трущихся уплотнительных поверхностей площадь контакта увеличивается, и уплотнение из контактно-щелевого превращается в контактное, в котором непрерывный уплотнительный поясок состоит из двух смещенных сегментов. Герметизирующая способность уплотнения зависит от количества пар уплотнительных колец. В отличие от самоуплотняющихся эластомерных уплотнений контактная нагрузка в паре трения в этом типе уплотнения не зависит от перепада давления, и поэтому она может работать при очень высоких давлениях среды (до 50 МПа и выше) с минимальным износом. Долговечность работы уплотнения обеспечивается так же за счет компенсации износа уплотнительных поверхностей. В качестве упругих элементов используется резиновая обойма, которая одновременно служит и уплотнением между уплотнительными кольцами, и неподвижным корпусом.

Приняв за основу такое механическое уплотнение, ООО «Экогермет» разработало и внедрило два типа штанговых насосов:

поршневой и плунжерный.

Поршневые насосы новой конструкции отличаются от серийных тем, что вместо длинномерного плунжера в них используется короткий поршень с механическим уплотнением. Сборные поршни типа 2СП устанавливаются в цилиндры стандартных насосов как вставного, так и не вставного типа. Такие насосы имеют обозначение соответственно НВ-2СП и НН-2СП.

Сборные поршни типа 2СП (см. рис. 4.106) включают в себя механическое уплотнение, состоящее из двух резиновых обойм, на эксцентричных буртах которых размещено 24 стальных уплотнительных кольца. Обоймы вместе с кольцами монтируются на полый корпус поршня, в верхней части которого имеется переходник для соединения с колонной штанг. Нижняя часть корпуса поршня на резьбе соединяется с корпусом шарикового клапана отечественной конструкции.

Рис. 4.106. Схема сборного поршня типа 2СП 1 - корпус поршня; 2, 3- кольцо соответственно стальное и резиновое; 4 - резиновая обойма ; 5 - кольцо уплотнительное; б- корпус клапана; 7- клапан типа К; 8 - опора седла клапана

По этой же схеме может быть собран насос скважинный с длиной хода 30 м, в котором цилиндр составлен из восьми стандартных цилиндров. Ввиду того, что в механическом уплотнении нет зазора между цилиндром и уплотнительными кольцами, насосы типа НН-2СП лучше работают на загрязненных жидкостях, чем серийные насосы. Песок или другие механические частички просто «сбриваются» с поверхности цилиндра. В механическом уплотнении созданы лучшие условия для смазки трущихся поверхностей, так как каждое кольцо с одной стороны контактирует с цилиндром, а с другой стороны образует зазор, своего рода канавку, в которой собирается смазка и продукты износа. Наличие упругой обоймы приводит к уменьшению изнашивания пар трения в абразивной среде, а также дает возможность работать поршню в частично изношенном цилиндре, где имеются ступенчатые выработки.

В плунжерном насосе механическое уплотнение, через которое проходит плунжер, установлено в неподвижном корпусе, который соединяется с колонной НКТ. Для того чтобы уменьшить длину плунжера, в корпусе устанавливается не одно, а два или три механических уплотнения, расстояние между которыми должно быть меньше длины плунжера. В насосах с приводом от станка-качалки и длиной хода до 3-х метров длина плунжера принята 1200 мм. Корпус насоса состоит из отрезков НКТ, соединенных между собой 3-мя муфтами, в которых размещены механические уплотнения. Плунжер проходит последовательно одно за другим механические уплотнения, не нарушая процесса всасывания или нагнетания, Таким образом, в плунжерном насосе отсутствует наиболее трудоемкая деталь — цилиндр. Поэтому такие насосы названы бесцилиндровыми - насосы типа НСБ.

Секционная конструкция позволяет создавать насосы типа НСБ практически с любой длиной хода.

Наличие коррозионно-активных веществ и механических примесей в откачиваемой пластовой жидкости приводит к быстрому выходу из строя скважинных насосов. Отказы скважинных поршневых или плунжерных насосов происходят либо по причине сверхдопустимого износа рабочих органов, либо из-за прихвата (заклинивания) плунжера (поршня) в цилиндре.

Анализ возможности устранения нежелательного воздействия пластовой жидкости на рабочие органы скважинных насосов показал, что одним из самых перспективных видов защиты плунжерной пары является диафрагма.

Анализ конструктивных элементов скважинных насосных установок для добычи нефти при их эксплуатации в осложненных условиях позволил специалистам выбрать для конструирования несколько наиболее рациональных схем скважинных диафрагменных насосов [8].