Схемы поршневых насосов
.pdfvk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Переводник 1 имеет на верхнем конце гладкую коническую резьбу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготовляют из нержавеющей стали. Конической внутренней (15°) фаской оно сопрягается с ответной конической поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметичную посадку насоса.
Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения движущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования.
Рубашка, на нижний конец которой навинчен переводник, присоединяется к нижней резьбе муфты и служит для предотвращения изгиба и поперечных перемещений цилиндра при работе насоса, а также для подвешивания труб под опору.
Вопрос 4.15. Режим работы скважинных насосов. Динамограмма работы
Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие - динамометрированием ШСНУ. Оно осуществляется с помощью динамографа. В зависимости от принципа работы различают механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и другие динамографы. В наиболее распространенном гидравлическом динамографе типа ГДМ-3 (рис. 4.27) действующая на шток нагрузка передается через рычажную систему на мембрану камеры 9, заполненной жидкостью (спиртом или водой), где создается повышенное давление. Давление жидкости в камере, пропорциональное нагрузке на шток, передается по капиллярной трубке 8 на геликсную пружину 7. При увеличении давления геликсная пружина разворачивается, а перо 6, прикрепленное к ее свободному концу, чертит линию на бумажном диаграммном бланке 5. Бланк закреплен на подвижном столике, который с помощью приводного механизма перемещается пропорционально ходу устьевого штока. В результате получается развертка нагрузки р в зависимости от длины хода 5.
Для снятия динамограммы измерительную часть динамографа (месдозу и рычаг) вставляют между траверсами канатной подвески штанг, а нить 1 приводного механизма самописца прикрепляют к неподвижной точке (устьевому сальнику). Масштаб хода изменяют сменой диаметра шкива 2 самописца (1:15,1: 30, 1:45), а усилия - перестановкой опоры месдозы и рычага (40, 80 и 100 кН).
-160-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис. 4.27. Принципиальная схема гидравлического динамографа и его установки между траверсами канатной подвески:
1 - нить приводного механизма; 2 - шкив ходового винта; 3 - ходовой винт столика; 4 - направляющие салазки столика; 5 - бумажный бланк, прикрепленный к столику; 6 - пишущее перо геликсной пружины; 7 - геликсная пружина;
8 - капиллярная трубка; 9 - силоизмерительная камера; 10 - нажимной диск; 11 - месдоза (верхний рычаг силоизмерительной части);
12 - рычаг (нижний) силоизмерительной части
Изучение динамограммы позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ и насоса.
В. м. т. и Н. м. т. - соответственно верхняя и нижняя мертвые точки (стрелками показан ход записи динамограммы)
На рис. 4.28, а показана простейшая динамограмма нормальной работы насоса, которая имеет форму правильного параллелограмма. Силы трения направлены против движения, поэтому при ходе вверх они увеличивают нагрузку, а при ходе вниз - уменьшают. Инерционные нагрузки вызывают «инерционный поворот» динамограммы относительно нормального ее положения (рис. 4.28,6). Волнистый характер линий обусловлен колебательными процессами в штангах (рис. 4.28,в).
При значительных динамических нагрузках надежная расшифровка динамограмм изза сложного их вида затруднительна. В таких условиях представляет интерес получение скважинных динамограмм,
-161-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис. 4.29. Практические динамограммы работы штангового насоса:
а— нормальная тихоходная работа; б - влияние газа; в - превышение подачи насоса над притоком в скважину; г - низкая посадка плунжера; д - выход плунжера из цилиндра
невставного насоса; е - удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса; ж — утечки в нагнетательной части; з - утечки во всасывающей части; и - полный выход из строя нагнетательной части; к - полный выход из строя
всасывающей части; л - полуфонтанный характер работы насоса; м — обрыв штанг (пунктиром показаны линии теоретической динамограммы).
-162-
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
соответствующих нижнему концу штанговой колонны. Практические динамограммы по виду всегда отличаются от теоретической, сопоставление с которой позволяет выявить дефекты и неполадки в работе установки и насоса (рис. 4.29).
Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязкой нефти и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.
Вопрос 4.16. Подача ШСНУ. Коэффициент подачи
Теоретическая подача, минутная, часовая и суточная составит соответственно
Qг= π |
∙D2 ∙S∙n; |
|
|||
4 |
π |
|
|
|
|
Qг=60 ∙ |
∙ D2 ∙ S∙n; |
(4.1) |
|||
{Qг =1440 |
4 |
π |
|
|
|
|
2 |
|
|
||
∙ |
4 |
∙D |
∙S∙n, |
|
|
где D- диаметр плунжера в метрах; S-длина хода плунжера в метрах; n-число двойных качаний в минуту.
Однако в действительности фактическая подача меньше теоретической, что обусловлено причинами, которые можно свести в две группы.
Первая группа - потери жидкости в скважинном насосе. К ним относятся: - наличие утечек через зазор плунжерцилиндр; -наличие утечек у всасывающих и нагнетательных клапанов;
-сжимаемость жидкости, обусловленная в первую очередь наличием газа; -отсутствие жидкости от плунжера при наполнении полости насоса. Вторая группа - потери, обусловленные конструкцией установки: -утечек через муфтовые соединения труб;
-деформация колонны штанг и насосно-компрессорных труб при работе насоса.
Потери жидкости в скважинном насосе характеризуются коэффициентом подачи насоса η
представляющим собой отношение фактической суточной подачи насоса QФ к теоретической QТ :
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 -163-
QФ |
|
|
QФ |
|
|
|
η= QТ |
= |
1440∙ |
π |
∙D2 |
∙S∙n |
(4.2) |
|
|
|
4 |
|
|
|
Количество жидкости, протекающей через зазор плунжер - цилиндр, определяется по формуле:
q= |
π ∙ D∙e3 ∙ g∙∆H |
(4.3) |
|
12 ∙ν∙ L |
|
где е - радиальный зазор в см;
g- ускорение свободного падения в см/с2;
ν- кинематическая вязкость в см2/с;
∆Н - перепад давлений на длине плунжера в м; I. - длина плунжера в м.
Если ось плунжера смещена относительно оси цилиндра, то утечки увеличиваются примерно в 2,5 раза.
Газ, поступающий вместе с жидкостью в цилиндр в свободном или растворенном состоянии, уменьшает коэффициент наполнения и может привести к блокировке насоса. При этом начинается периодический процесс уменьшения коэффициента наполнения до нуля, после чего газ, заполнивший весь подплунжерный объем насоса, вытесняется через нагнетательный клапан и процесс повторяется.
Отставание жидкости от плунжера при его ходе вверх обусловлено гидравлическим сопротивлением клапана потоку жидкости и прежде всего характеризуется вязкостью жидкости. При увеличении вязкости жидкости возрастает время запаздывания посадки клапана, что также приводит к увеличению утечек. Однако малая вязкость жидкости не означает увеличения коэффициента наполнения, так как увеличиваются утечки через зазор плунжер - цилиндр.
Утечки жидкости через муфтовые соединения свидетельствуют либо об их износе, либо о недостаточном моменте свинчивания. И то и другое явление недопустимы при работе установки.
Деформация колонны штанг и труб при работе насоса приводит к уменьшению коэффициента подачи насоса, так как реальный ход плунжера меньше длины хода точки подвеса штанг. Фактическая длина хода плунжера может быть определена либо замером изношенной части цилиндра после подъема насоса на поверхность, либо расчетным путем.
При расчетном определении реальной величины хода плунжера относительно цилиндра необходимо учитывать, что и тот и другой соединены с наземной частью установки посредством упругих элементов - штанг и труб.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
-164-
Для определения величины упругих деформаций штанг и труб величиной динамических нагрузок, которые по сравнению со статическими очень малы, можно пренебречь.
Рассмотрим фазы работы насоса.
I. В момент начала движения колонны штанг при ходе вверх (рис. 4.30, а) всасывающий клапан закрывается, в результате чего нагрузка от веса столба жидкости Рж, находящегося над плунжером, перестает действовать на трубы и перераспределяется на штанги. При этом штанги начинают растягиваться и плунжер придет в движение только тогда, когда верхняя точка штанг переместиться на величину деформации iшт (рис. 4.30, 6) под действием силы Рж, которая, согласно закону Гука, будет:
Pж ∙ L |
, |
|
iшт= Eшт ∙Fшт |
(4.4) |
где L - глубина подвески насоса (соответствует длине штанг); Ешт - модуль упругости материала штанг; Ршт - площадь поперечного сечения штанг.
При этом насосно-компрессорные трубы сократятся, так как нагрузка, действовавшая на них, снята (рис. 4.30, в).
Длина штанг и труб будет постоянной до тех пор, пока точка подвеса штанг не достигнет крайнего верхнего положения и не начнет перемещаться вниз.
П. При ходе штанг вниз (рис. 4.30, г, д, е) нагнетательный клапан откроется, всасывающий закроется и усилие Рж будет приложено к нижней части труб. В результате штанги сократятся на величину iшт, а трубы удлинятся на величину iтр, определяемую аналогично по формуле:
Pж ∙ L |
, |
|
iтр= Eтр ∙ Fтр |
(4.5) |
где Етр - модуль упругости; Ртр -площадь поперечного сечения труб.
При движении плунжера вниз длина штанг и труб будет постоянной до тех пор, пока не произойдет остановка штанг и плунжера и не начнется ход вверх. Всасывающий клапан при этом откроется, нагнетательный закроется, вследствие чего трубы сократятся на величину iтp , штанги удлинятся на iтp , т. е. повторится описанный цикл.
Таким образом, деформация штанг и труб уменьшает длину хода плунжера относительно цилиндра по сравнению с длиной хода точки подвеса штанг на величину iшт + iтp как при ходе вверх, так и при ходе вниз.
Реальная длина хода плунжера, при наличии ступенчатой колонны штанг l1 + l2 + ...li = L, имеющих соответственно сечения F1, F2,..., Fi ,может быть записана с учетом вышеприведенных рассуждений как:
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943- 165 -
а |
б |
в |
г |
д |
е |
|
Рис. 4.30. Деформация штанг-труб |
(4.6) |
|||
|
Sp=S− |
ρж ∙g∙E Fпл ∙[∑i=1 |
Fliштi |
+ FLтр ] |
|
|
|
i=n |
|
|
|
При заякоренном насосе расчет реального хода должен вестись с учетом условия iтр = 0.
Вопрос 4.17. Ремонт, хранение и транспортировка скважинных насосов
Ремонт насосов подразделяется на текущий и капитальный. К текущему, выполняемому в промысловых мастерских, относится смена шарика, седла и клетки клапана, замена плунжера, удлинительного
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943-166-
патрубка, замковой опоры. К капитальному ремонту относятся все работы, связанные с разборкой цилиндра и требующие применения приспособлений и контрольноизмерительных приборов, они могут выполняться только квалифицированными рабочими
Мастерская, где ремонтируются насосы, должна быть оборудована верстаками с тисками и трубными зажимами, ваннами для мытья деталей насосов, местами для их сушки, стеллажами для хранения насосов, пирамидами для плунжеров, приспособлениями для притирки клапанов и приборами для контроля их герметичности.
В отремонтированном насосе плунжер должен перемещаться без заеданий, плавно, клапаны должны быть герметичными, ловильные приспособления действовать исправно.
Хранят насосы на стеллажах. Все детали насосов должны быть смазанными, а отверстия заглушены пробками. Помещение для хранения должно быть сухим и чистым.
Насосы транспортируют в специальных стеллажах, обитых войлоком. При погрузочно-разгрузочных операциях необходимо применять меры по предотвращению ударов и сотрясений.
Вопрос 4.18. Насосные штанги, конструкция, условия работы
Для передачи возвратно-поступательного движения от привода к плунжеру скважинного насоса используется колонна насосных штанг. Она собирается из отдельных штанг, соединяемых муфтами.
Насосные штанги представляют собой стержень круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба. Резьба служит для соединения штанг с муфтами, а участок квадратного сечения используется для захвата штанги ключом при свинчивании и развинчивании резьбового соединения (рис. 4.31).
Основными характеристиками насосных штанг являются: диаметр по телу штанги d0 и прочностная характеристика штанги - величина приведенного допускаемого напряжения [σ]. У нас в стране штанги выпускаются диаметром 16,19,22,25 мм, а допускаемое напряжение, для наиболее широко распространенных марок сталей, составляет
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 -167-
70...130 МПа. В небольших количествах выпускаются штанги с допускаемыми напряжениями 150 МПа.
Указанные величины по сравнению с аналогичными прочностными показателями сталей, применяемых в машиностроении, ниже и определяются условиями работы колонны штанг - циклическим нагружением в коррозионно-активной среде, ускоряющей процесс усталостного разрушения штанг.
Выпускаются штанговые муфты: соединительные типа МШ для соединения штанг одного размера и переводные типа МПШ для соединения штанг разного размера.
Муфты каждого типа изготавливаются в исполнении I с «лысками» под ключ и в исполнении II без «лысок».
Муфты каждого типа большей частью изготавливаются из углеродистой стали марок 40 и 45. Предусматривается также изготовление муфты из легированной стали марки 20Н2М для применения в тяжелых условиях эксплуатации.
Для увеличения долговечности штанг, уменьшения воздействия на них коррозионной среды (пластовой жидкости) они подвергаются термической обработке и упрочнению поверхностного слоя металла. Наиболее часто используется следующий вид термообработки: нормализация, закалка объемная, закалка ТВЧ. Поверхностное упрочнение обеспечивается за счет дробеструйной обработки, обкатки роликом. Основная цель поверхностного упрочнения - создание снимающих напряжений в поверхностном слое материала. Кроме того, поверхность штанг покрывают лаками или металлами, стойкими к воздействию окружающей среды.
Для регулирования положения плунжера относительно цилиндра скважинного насоса используют короткие штанги - «метровки» длиной 1000...3000 мм. Длина обычной штанги 8000 мм.
Особенностью штанг является накатка резьбы. Для сборки ступенчатой колонны из штанг различных диаметров используют переводные муфты МПШГ, позволяющие соединять штанги диаметрами 16 и 19, 19 и 22, 22 и 25 мм. Соединительные муфты изготавливают с лысками и без лысок.
В зависимости от условий работы применяют штанги, изготовленные из сталей следующих марок:
-для легких условий работы - из стали 40, нормализованные;
-для средних и среднетяжелых условий работы - из стали 20НМ, нормализованные;
-для тяжелых условий работы - из стали марки 40, нормализованные с последующим поверхностным упрочнением тела штанги по всей длине токами высокой частоты (ТВЧ) и из стали ЗОХМА, нормализованные с последующим высоким отпуском и упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ;
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
-168-
- для особо тяжелых условий работы - из стали 20НМ, нормализованные с последующим упрочнением штанги ТВЧ.
Колонна штанг — один из наиболее ответственных элементов установки, работающей в наиболее напряженных условиях. Прочность и долговечность штанг, как правило, обусловливает подачу, как всей установки, так и максимальную глубину спуска насоса. Обрыв штанг вызывает простои и необходимость подземного ремонта. Разрушение колонны штанг происходит, как правило, либо при разрыве тела штанги, либо при разрушении резьбовых соединений.
Наиболее часто обрывы штанг происходят вследствие усталости металла, в результате переменных нагрузок, концентраций напряжений, коррозионности среды. Усталостное разрушение штанг обычно начинается с поверхности образованием микротрещины. Поверхность излома имеет характерный вид: она состоит из двух зон - мелкозернистой и крупнозернистой. Усталостное разрушение штанг ускоряется переменными нагрузками, концентрацией напряжений и воздействием коррозионной среды, поэтому выбор допускаемых напряжений для штанг представляет собой важную задачу.
На долговечность резьбовых соединений большое влияние оказывает плотность контакта торцов муфты, ниппеля и насосной штанги. При свинчивании резьбовых соединений муфташтанга должен обеспечиваться контакт между торцами при максимальной нагрузке на штанги.
Необходимо отметить, что наиболее приемлемыми для затяжки резьбовых соединений являются механические ключи с гидро- и электроприводом, позволяющие свинчивать штанги со строго определенным моментом.
Важнейшее условие безаварийной работы колонны штанг - их прямолинейность. Так, при стреле прогиба штанги, равной 0,5(1, растягивающие напряжения увеличиваются в 5 раз. Для искривленных и сильно искривленных скважин применяют шарнирные муфты. Благодаря наличию двух шарниров муфта может изгибаться в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Применение подобных муфт позволяет уменьшить напряжения, возникающие в результате изгиба, а также нормальные силы, обусловленные трением штанг о насос-нокомпрессорные, трубы.
Помимо штанг со сплошным сечением применяют полые штанги для привода скважинного насоса с использованием внутрискважинной депарафинизации, деэмульсации, ингибирования - в этих случаях по внутренней полости штанг подается с поверхности к насосу соответствующий химический реагент. Кроме того их используют для отбора продукции при одновременно-раздельной эксплуатации пластов, а также при необходимости подъема пластовой