Штанговые насосные установки

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей, максимально унифицированных.

Скважинные насосы типа НВ1 выпускают шести исполнений:

НВ1С вставной с замком наверху, составным втулочным цилиндром  исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б вставной с замком наверху, цельным (безвтулочным) цилиндром исполнения ЦБ, нормального  исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б И —  то же абразиовостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БТ И —  то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БД1 вставной с замком наверху, цельным цилиндром  исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости  к среде;

НВ1БД2 вставной с замком наверху, цельным цилиндром  исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные  насосы всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные  насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения:

НВ2Б вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде (рисунок 8).

Рисунок 8 —  Скважинный штанговый насос исполнения НВ2Б

1 защитный клапан; 2 — упор; 3 — шток; 4 — контргайка; 5 — цилиндр; 6 — клетка плунжера; 7 — плунжер; 8 — нагнетательный клапан; 9 — всасывающий клапан; 10 — упорный ниппель с конусом.

Скважинные  насосы типа НН выпускают двух исполнений:

ННБА невставной без ловителя, с цельным цилиндром  исполнения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одноплунжерный, нормального  исполнения по стойкости к среде;

ННБД1 невставной без ловителя, с цельным цилиндром  исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости  к среде.

Скважинные  насосы типа НН1 изготовляют одного исполнения:

НП1С невставной с захватным штоком, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные  насосы типа НН2 выпускают пяти исполнений:

НН2С невставной с ловителем, составным цилиндром  исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НН2Б невставной с ловителем, цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде (рисунок 20);

НН2Б…И то же, абразивостойкого исполнения по стойкости  к среде;

НН2БТ…И то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БУ невставной с ловителем, разгруженным цельным  цилиндром исполнения ЦБ, нормального  исполнения по стойкости к среде.

Рисунок 9 —  Скважинный штанговый насос исполнения НН2Б и НН2Б…И 1 цилиндр; 2 — шток; 3 — клетка плунжера; 4 — плунжер; 5 нагнетательный клапан; 6 — шток ловителя; 7 — всасывающий клапан; 8 — седло конуса.

Все насосы типа НН2 — одноплунжерные, одноступенчатые.

Замковая опора  типа ОМ предназначена для закрепления цилиндра скважинных насосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб. Высокая точность изготовления поверхностей деталей опоры обеспечивает надежную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одновременно предотвращает искривление насоса в скважине.

Замковая опора  ОМ (рисунок 10) состоит из опорного кольца 2, пружинного якоря 3, опорной муфты 4, кожуха 5 и переводников 1 и 6.

Переводник  имеет на верхнем конце гладкую  коническую резьбу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготавливают из нержавеющей стали. Конической внутренней 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. Максимальное усилие срыва  замка 3 ¸ 3.5 кН.

Рисунок 10 —  Замковая опора

 

Варианты крепления  насосов приведены на рисунке 11.

Рисунок 11 —  Крепление вставных насосов

Рисунок 12 —  Область применения ШСН Сураханского машиностроительного завода

 

Применение  насосов НН предпочтительно в  скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим  межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска (рисунок 11). Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а  диаметр НКТ — в зависимости от типа и условного размера насоса.

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ  НАСОСА

Теоретическая производительность ШСН равна —  , м3/сут.,

где    1440 - число минут в сутках;

 — диаметр плунжера наружный;

 — длина хода плунжера;

 — число двойных качаний  в минуту.

Фактическая подача  всегда .

Отношение , называется коэффициентом подачи, тогда , где  изменяется от 0 до 1.

В скважинах, в  которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. в частично фонтанирующих через насос скважинах  может быть . Работа насоса считается нормальной, если .

Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые  учитываются коэффициентами , где коэффициенты:

 — деформации штанг и труб;

 — усадки жидкости;

 — степени наполнения насоса жидкостью;

 — утечки жидкости.

Где , где   длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб);   длина хода устьевого штока (задается при проектировании). 

 

,

,

где   деформация общая;  — деформация штанг;   деформация труб.

,

где   объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях.

Насос наполняется  жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом  наполнения цилиндра насоса 

 

,

где   газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания).

Коэффициент, характеризующий долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить .

Коэффициент утечек

где   расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ);   величина переменная (в отличие других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи.

Оптимальный коэффициент  подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи и ремонта скважин.

Уменьшение  текущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнением параболы:

,

где   начальный коэффициент подачи нового (отремонтированного) насоса;  — полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина — износ плунжерной пары, то  означает полный, возможный срок службы насоса);  — показатель степени параболы, обычно равный двум;  — фактическое время работы насоса после очередного ремонта насоса. Исходя из критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А.Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода

,

где   продолжительность ремонта скважины;  — стоимость предупредительного ремонта;  — затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая .

Подставив  вместо , определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом .

Если текущий коэффициент  подачи  станет равным оптимальному  (с точки зрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса.

Средний коэффициент подачи за межремонтный период составит:

.

Анализ показывает, что при   допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15 ¸ 20 %, а при очень больших значениях  она приближается к 50 %.81850Увеличение экономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины.

 
ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой  и устройством для герметизации штока.

Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине.

До начала ремонтных работ  или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с  автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».

На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением  станков-качалок вблизи пускового  устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве.

Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь  выход на диспетчерский пункт.

Управление скважиной, оборудованной  ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС-01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный  и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70 % потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70 % номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье.

Для облегчения обслуживания и ремонта станков-качалок используются специальные технические средства такие, как агрегат 2АРОК, маслозаправщик МЗ-4310СК