Наиболее распространенный способ добычи нефти – применение штанговых скважинных насосных установок (УШГН). Насосы спускают на глубину от нескольких со­тен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м). В скважине, оборудован­ной УШГН, подача жидкости осущест­вляется глубинным плунжерным на­сосом, который приводится в действие с помощью специ­ального привода станка-качалки (СК) посредством ко­лонны штанг.

Оборудование УШГН включает:

Наземное оборудование:

· Оборудование устья;

· Станок-качалка.

Подземное оборудование:

· Насосные штанги;

· Штанговый скважинный насос;

· Различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.).

Принцип работы УШГН

Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум массивным кривошипам, расположенных с двух сторон редуктора, круговое движение. Крившипно - шатунный механизм в целом преобразо­вывает в возвратно-поступательное движение балан­сира, который враща­ется на опорной оси, укреплённой на стойке. Ба­лансир сообщает воз­вратно-поступательное движение канатной под­веске, штангам и плунжеру. При ходе плунжера вверх нагнетатель­ный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, на­ходящиеся под плунжером, поднимается вверх на высоту равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасы­вающий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунже­ром сжима­ется, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погру­жаются штанги, связанные с плунжером.

Таким образом, ШСН - поршневой насос однородного действия, а в це­лом комплекс из насоса и штанг - двойного действия.

В скважине, оборудованной УШГН, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насо­сом, который приводится в действие с помо­щью специального привода СК посредством колонны штанг.

СК преобразует вращательное движение электродвигателя в воз­вратно-поступательное движение подвески штанг.

Краткая характеристика оборудования УШГН

2. Насосные штанги

Скважинные штанговые насосы (ОСТ 26-26-06-86) являются надеж­ным и экономичным эксплуатационным оборудованием нефтяных сква­жин, широко применяемых для отбора пластовой жидкости (смеси нефти, воды и газа).

Штанговые глубинные насосы (ШГН), применяются в скважинах:

· с дебитом от 5 до 150 м 3 /сут.;

· с глубиной спуска насоса до 2000м. и более;

· с кривизной ствола скважины до 8-10 (максимальное отклоне­ние от вертикали) при больших отклонениях по кривизне должны приме­няться специальные за­щитные приспособления для штанг и насоса;

· с газовым фактором до 150 м 3 /м 3 , при высоких газовых факто­рах применяются якоря (газосепара­торы);

Насосы разделяются на невставные (трубные) и вставные.

Невставные насосы.

Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диа­метра плунжера (примерно на 6 мм). Применение НСН целесообразно в скважи­нах с большим дебитом, не­большой глубиной спуска и большим межре­монтным периодом.

а - невставной насос с штоком типа НН-1; б - не­вставной насос с ло­вите­лем типа НН-2: 1 - нагнета­тельные клапаны; 2 – цилиндры; 3 – плун­жеры; 4 - патрубки-удлинители; 5 - всасывающие клапаны; 6 - седла кону­сов; 7 - захватный шток; 8 - второй нагнетательный клапан; 9 – ловитель; 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НВ-1: 1 – штанга; 2 – НКТ; 3 - посадочный ко­нус; 4 - замковая опора; 5 – цилиндр; 6 – плун­жер; 7 - направляющая трубка.

Рисунок 2.8 – Сборочный чертёж невставного насоса

Вставные насосы.

Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса.

В НН-1(рис 2.3, а) всасывающий клапан 5 держится в седле конуса 6 и соединен с плунжером 3 специальным штоком 7. Это позволяет при подъеме штанг, следовательно, и плунжера сразу извлечь всасывающий клапан 5. Такая операция необходима не только для замены или ремонта

клапана, но и для спуска жидкости из насосных труб перед их подъемом.

В насосах НН-2 (рис 2.3, б) - два нагнетательных клапана. Это суще­ственно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного пространства и повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости.

Вставные насосы НВ-1 имеют один или два клапана, размещенные в верхней и нижней части плунжера.

Насосные штанги.

Для передачи возвратно – поступательного движения от привода к плунжеру скважинного насоса используется колонна насосных штанг. Она собирается из отдельных штанг, соединенных муфтами.

Насосные штанги представляют собой стержни круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба.

Штанги выпускаются диаметрами 16, 19, 22, 26, а допускаемое напря­жение для наиболее широко распространенных марок сталей составляет 70…130 МПа.

Добыча нефти при помощи штанговых насосов – самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

обладают высоким коэффициентом полезного действия;

проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;

для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;

установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Глубинный штанговый насос в простейшем виде состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

ШСНУ включает:

Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность УШСН состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы. Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление, а насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.

Штанговые глубинные насосы (ШГН). Насосы вставные. Конструкции, области применения, коэффициент подачи насоса

Штанговые глубинные насосы (ШГН) - это насосы, погружаемые значительно ниже уровня жидкости, которую планируется перекачать. Глубина погружения в скважину позволяет обеспечить не только стабильный подъём нефти с большой глубины, но и отличное охлаждение самого насоса. Также подобные насосы позволяют поднимать нефть с высоким процентным содержанием газа.

Штанговые насосы отличаются тем, что привод в них осуществляется за счёт независимого двигателя, находящегося на поверхности жидкости, при помощи механической связи, собственно, штанги. Если используется гидродвигатель, то источником энергии является та же перекачиваемая жидкость, подаваемая в насос под высоким давлением. Независимый двигатель в этом случае устанавливается на поверхности. Штанговые скважинные насосы объёмного типа применяются для поднятия нефти из скважин.

ШГН предназначены для откачивания из скважин жидкостей с температурой не более 130 градусов, обводненностью не более 99% по объему, вязкостью до 0,3 Па*с, содержанием механических примесей до 350мг/л, свободного газа на приеме не более 25%.

Штанговый насос состоит из цельного неподвижного цилиндра, подвижного плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей.

В скважину на колонне подъемных труб спускают плунжерный насос, состоящий из цилиндрического корпуса 1 (цилиндра), внутри которого имеется пустотелый поршень 2 (плунжер). В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан 3. В нижней части неподвижного цилиндра устанавливается всасывающий клапан 4. Плунжер подвешен на колонне насосных штанг 5, которые передают ему возвратно- поступательное движение от специального механизма (станка-качалки), установленного на поверхности.

Добыча нефти при помощи штанговых насосов - самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

• · обладают высоким коэффициентом полезного действия;
• · проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;
• · для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;
• · установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Глубинный штанговый насос в простейшем виде состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

Рис. 5

Такие насосы опускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее смонтированного в спускаемых в скважину насосных трубах. В результате для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в скважине. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых на спускоподъемные операции при подземном ремонте, затрачивается много времени.

Насос скважинный вставной НСВ1 (рис. 5) состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера 6 и замковой опоры 4. Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет закрепленный наглухо всасывающий клапан, а на верхнем конце конус 3, который служит опорой насоса.

Плунжер 6 подвешивается к колонне штанг при помощи штока 1, конец которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами. С целью уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Насос в скважине устанавливается на замковой опоре 4, предварительно спущенной на насосных трубах 2, на нижнем конце которых смонтирована направляющая труба 7. Спущенный и укрепленный в замковой опоре вставной насос работает, как обычный трубный насос.

Цилиндры трубных насосов собираются из чугунных втулок длиной 300 мм, а вставных насосов -- из стальных втулок такой же длины. В зависимости от длины хода плунжера число втулок в цилиндре составляет от 6 до 17.

Плунжеры штанговых насосов изготовляют длиной 1200--1500 мм из цельнотянутых бесшовных стальных труб. Наружная поверхность плунжера шлифуется, хромируется для повышения износостойкости и затем полируется. На обоих концах плунжера нарезана внутренняя резьба для присоединения клапанов или переводников.

Клапаны насосов. В штанговых насосах применяют шариковые клапаны с одним шариком -- со сферической фаской седла и двумя шариками -- со ступенчато-конусной.

Для передачи движения от станка-качалки к плунжеру насоса предназначены насосные штанги -- стальные стержни круглого сечения длиной 8 м, диаметрами 16, 19, 22 или 25 мм, соединяемые с помощью муфт.

Условия эксплуатации штанг определяют повышенные требования к их прочности, поэтому для изготовления штанг применяют сталь высокого качества.

Подача насосной установки. Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерывной работе, называется его подачей.

Фактическая подача насоса почти всегда меньше теоретической и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его подача может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической подачи насоса к теоретической называется коэффициентом подачи насоса . Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его подачу.

Работа штанговой установки считается удовлетворительной, если коэффициент подачи ее не меньше 0,5--0,6.

Эксплуатация скважин в осложненных условиях.

Многие скважины эксплуатируются в осложненных условиях, например: из пласта в скважину вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа; из пласта выносится песок; в. насосе и трубах откладывается парафин.

Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

Разработаны различные технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу насосной установки, которые включают: использование насосов с уменьшенным вредным пространством; удлинение длины хода плунжера; увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине; отсасывание газа из затрубного пространства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Для предохранения насоса от вредного влияния песка: ограничивают отбор жидкости из скважины; применяют насосы с плунжерами специальных типов (с канавками, типа «пескобрей»); применяют трубчатые штанги и др.

Рис. 6

Защитные приспособления на приеме насоса. Все мероприятия режимного и технологического характера по снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособлений у приема насоса -- газовых, песочных якорей или комбинированных газопесочных якорей.

Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 6. Этот якорь состоит из двух камер -- газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, ав нижней -- рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру 4 , где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу 6 направляется в песочную камеру 7, отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубку 3 на прием насоса 2 .

В зависимости от количества песка, поступающего с нефтью при добыче, выбирают длину корпуса песочной камеры.

Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штангами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42, 48 мм.

Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоединяют к плунжеру с помощью специальных переводников.

Предотвращение отложений парафина. При добыче парафинистой нефти в скважинах возникают осложнения, вызванные отложением парафина на стенках подъемных труб и в узлах насоса.

Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают площадь кольцевого пространства, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости.

По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

При добыче нефти с большим содержанием парафина обычно применяют методы устранения отложений парафина, при которых не требуются остановка скважины и подъем труб на поверхность:

• 1) очистка труб механическими скребками различной конструкции, установленными на колонне штанг;
• 2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство;
• 3) нагрев подъемных труб электрическим током -- электродепарафинизация.

В настоящее время при насосной эксплуатации широко применяют насосно-компрессорные трубы, футерованные стеклом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.

Глубинные штанговые насосы бывают с нижним или верхним манжетным креплением и могут быть с механическим креплением в верхней или нижней части. Штанговые глубинные насосы обладают рядом достоинств, в который входят: простота конструкции, возможность откачки жидкости из нефтяных скважин, в случае если иные способы эксплуатации неприемлемы. Подобные насосы способны работать на очень большой глубине, и обладают простотой процесса регулировки. Также к достоинствам стоит отнести механизацию процесса откачки и простоту в обслуживании установки.

Преимущества штанговых глубинных насосов

• · Обладают высоким коэффициентом полезного действия;
• · Для первичных двигателей могут быть использованы самые разнообразные приводы;
• · Проведение ремонта непосредственно на месте выкачки нефти;
• · Установки штанговых глубинных насосов могут производиться в усложненных условиях добычи нефти - в скважинах с наличием мелкодисперсного песка, при наличии парафина в добываемом продукте, при высоком газовом факторе, при откачке различных коррозийных жидкостей.

Характеристики штанговых глубинных насосов

• · Обводнённость - до 99%;
• · Температура - до 130 С;
• · Работа при содержании механических примесей до 1,3 г/литр;
• · Работа при содержании сероводорода - до 50 мг/литр;
• · Минерализация воды - до 10 г/литр;
• · Показатели pH - от 4 до 8.

Добыча нефти с применением скважинных штанговых насосов - один самых распространённых способов добычи нефти. Это не удивительно, простота и эффективность работы сочетаются в ШГН с высочайшей надёжностью. Более 2/3 действующих скважин используют установки с ШГН.

Для заказа штангового глубинного насоса необходимо заполнить опросный лист либо обратиться к нашим специалистам, заполнив форму в правой части страницы или позвонив по указанным контактным телефонам.

ШГУ включает:

• а) наземное оборудование -- станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;
• б) подземное оборудование -- насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рис. 1

Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 , насосно-компрессорных труб 3 , подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6 , сальникового штока 7 , станка качалки 9 , фундамента 10 и тройника 5 . На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1 .

СТАНКИ-КАЧАЛКИ

Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Рисунок 2 Станок-качалка типа СКД 1 -- подвеска устьевого штока; 2 -- балансир с опорой; 3 -- стойка; 4 -- шатун; 5 -- кривошип; 6 -- редуктор; 7 -- ведомый шкив; 8 -- ремень; 9 -- электродвигатель; 10 -- ведущий шкив; 11 -- ограждение; 12 -- поворотная плита; 13 -- рама; 14 -- противовес; 15 -- траверса; 16 -- тормоз; 17 -- канатная подвеска

Основные узлы станка-качалки -- рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рисунок 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока -- 7 на рисунке 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД, основные характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1

Станок_качалка	Число ходов балансира, мин.	Масса, кг	Редуктор
СКД3 -- 1.5-710
СКД4 -- 21-1400
СКД6 -- 25-2800
СКД8 -- 3.0-4000
СКД10 -- 3.5-5600
СКД12 --3.0-5600

В шифре, например, СКД8 -- 3.0-4000, указано Д -- дезаксиальный; 8 -- наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 -- наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 -- наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10 -2 кН*м.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП -- 114.00.000, разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз».

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример -- передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».

ШТАНГИ НАСОСНЫЕ (ШН)

ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рисунок 16). Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные -- 1000 - 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.

Рисунок 5 Насосная штанга

Шифр штанг -- ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей -- сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рисунок 6) -- для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП -- для соединения штанг разного диаметра.

Рисунок 6 Соединительная муфта а -- исполнение I; б -- исполнение II

Для соединения штанг применяются муфты -- МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).

АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосноориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 80 кгс/мм 2 . Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000 ё 11000 мм.

Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18 ё 20 %, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги «Кород».

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

Варианты крепления насосов приведены на рисунке 11.

Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3% всего объема добычи нефти ) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ¸ 3400 м.

Рис. 3.12. Схема установки штангового скважинного насоса

ШСНУ включает:

1. Наземное оборудование : станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование : насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 3.12).

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.12) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

3.3.2.ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСЫ

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99% , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 3.13, 3.14). У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ¸ 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Насос НСВ-1 – вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным клапанами (рис. 3.13).

Рис. 3.13. Насосы скважинные вставные

1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер; 5 – штанга; 6 – замок.

Рис. 3.14. Невставные скважинные насосы:

1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – ловитель

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок (исполнение «С» - т.е. с составным цилиндром):

Группа	Зазор, мм
	До 0,045
	0,02 - 0,07
	0,07 – 0,12
	0,12 – 0,17

Чем больше вязкость жидкости, тем выше группа посадки.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах:

для НСВ 29 – 57 мм и 1,2 ÷ 6 м;

НСН 32 – 95 мм и 0,6 ¸ 4,5 м.

Обозначение НСН2-32-30-12-0:

0 – группа посадки;

12х100 – наибольшая глубина спуска насоса, м;

30х100 – длина хода плунжера, мм;

32 – диаметр плунжера, мм.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м – для нормальных условий эксплуатации .

Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые (наружный диаметр 42 мм, толщина 3,5 мм).

Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика (АО «Очерский машиностроительный завод»), отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20%.

Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение - полуэллипсное).

Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т.п., а также применяют ингибиторы.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ.

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой.

Станки-качалки - индивидуальный механический привод ШСН (табл.3.2, 3.3).

Таблица 3.2

Станок-качалка	Число ходов балансира в мин.	Масса, кг	Редуктор
СКД-1,5-710	5÷15	3270	Ц2НШ-315
СКД4-2,1-1400	5÷15	6230	Ц2НШ-355
СКД6-2,5-2800	5÷14	7620	Ц2НШ-450
СКД8-3,0-4000	5÷14	11600	НШ-700Б
СКД10-3,5-5600	5÷12	12170	Ц2НШ-560
СКД12-3,0-5600	5÷12	12065	Ц2НШ-560

В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано: буквы - станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Рmax на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М кр max на ведомом валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10-2кН·м).

Станок-качалка (рис.3.15) является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Таблица 3.3

Станок-качалка	Длина устьевого штока, м	Число качаний балансира, мин	Мощность электро-двигателя, кВт	Масса, кг
СКБ80-3-40Т		1,3÷3,0	1,8÷12,7	15÷30	12000
СКС8-3,0-4000		1,4÷3,0	4,5÷11,2	22÷30	11900
ПФ8-3,0-400		1,8÷3,0	4,5÷11,2	22÷30	11600
ОМ-2000		1,2÷3,0	5÷12		11780
ОМ-2001		1,2÷3,0	2÷8	22/33	12060
ПНШ 60-2,1-25		0,9÷2,1	1,36÷8,33	7,5÷18,5	8450
ПНШ 80-3-40		1,2÷3,0	4,3÷12	18,5÷22	12400

Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т.е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис.3.15). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования .

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока - 7 на рис. 3.12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т.

Рис. 3.15. Станок-качалка типа СКД:

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун;

5 -кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10-ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 –проти-вовес; 15 - траверса; 16 - тормоз; 17 - канатная подвеска

Электродвигателями к СК служат короткозамкнутые асинхронные во влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели серии АО и электродвигатели АО2 и их модификации АОП2.

Частота вращения электродвигателей 1500 и 500 мин –1.

В настоящее время российскими заводами освоены и выпускаются новые модификации станков-качалок: СКДР и СКР (унифицированный ряд из 13 вариантов грузоподъемностью от 3 до 12 т.), СКБ, СКС, ПФ, ОМ, ПШГН, ЛП-114.00.000 (гидрофицированный). Станки-качалки для временной добычи могут быть мобильными (на пневмоходу) с автомобильным двигателем.

Использование: при добыче нефти. Сущность изобретениясамоуплотняющиеся манжеты установлены в кольцевых пазах 4, сообщающихся с полостью (П) 8 каналами 7, 9. Каналы 7, 9 перекрыты пробкой 11, установленной с возможностью осевого перемещения, выполненной в П 8. П 8 установлена мембрана 12, к-рая составляет часть внешней поверхности плунжера, отделяют П 8 от внешней среды и заполнена жидкостью. Толщина индикаторного сечения мембраны 12 соответствует величине технологически допустимого износа плунжера. В пробке 11 выполнен канал 13 для сообщения П 8, ограниченной мембраной 12, с полостью паза 4 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Р 04 В 21/04

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

"Техника и технология добычи нефти" (72) В.А,Афанасьев, В,С.Журавлев и А.Г.Сергеев (56) Авторское свидетельство СССР

¹535423,кл. F 04 В21/04,1950. (54) ПЛУНЖЕР ШТАНГОВОГО ГЛУБИННОГО НАСОСА (57) Использование: при добыче нефти. Сущность изобретения: сэмоуплотняющиеся

Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти, а именно к штанговым глубинным насосам (ШГН), Известен манжетный плунжер ШГН, у которого с целью увеличения срока эксплуатации кольцевая канавка под верхней манжетой сообщается каналом (отверстием) с полостью плунжера, а остальные кольцевые канавки под нижними манжетами сообщаются с наружной частью плунжера, благодаря чему манжеты должны вступать в работу поочередно по мере износа вышестоящей манжеты (1), В известном плунжере на верхнюю манжету действует перепад давлений в полости плунжера и в окружающей среде (на внешней поверхности), возникающий при движении плунжера вверх, На всех остальных манжетах перепада давлений создаваться не будет, т.к, на их внешнюю и внутреннюю поверхность действует одно и то же давление внешней среды. Следовательно, какоголибо заметного увеличения срока

SU 1756613 А1 манжеты установлены в кольцевых пазах 4, сообщающихся с полостью (П) 8 каналами 7, 9. Каналы 7 9 перекрыты пробкой 11, установленной с возможностью осевого перемещения, выполненной в П 8. П 8 установлена мембрана 12, к-рая составляет часть внешней поверхности плунжера, отделяют П 8 от внешней среды и заполнена жидкостью.

Толщина индикаторного сечения мембраны

12 соответствует величине технологически допустимого износа плунжера, В пробке 11 выполнен канал 13 для сообщения П 8, ограниченной мембраной 12, с полостью каза 4.

2 з.п, ф-лы, 4 ил, эксплуатации известная конструкция не обеспечивает, Целью изобретения является увеличение срока службы плунжера, Для достижения поставленной цели в плунжере с сэмоуплотняющимися манжетами, установленными в кольцевых пазах, канал. сообщающий полость паза с полостью плунжера, перекрыт пробкой, установленной с возможностью осевого перемещения в полости, выполненной в теле плунжера и выведенной с одного торца пробки в полость плунжера, а с другого торца перекрытой закрепленной на внешней поверхности плунжера мембраной, отделяющей ее от внешней среды, и заполнена жидкостью.

Для своевременного включения манжет в работу толщина мембраны (или ее индикаторного сечения) должна соответствовать величине технологически допустимого износа плунжера, а для надежного заполнения жидкостью полости перекрытого пробкой канала в пробке может быть выполненн канал для сообщения полости, ограни1756613 ченнай мембраной, с полостью кольцевого паза, Предложенный плунжер до разрушения мембраны работает в режиме металлического плунжера, а после ее разрушения — в режиме манжетного. Включение манжет в работу после технологического износа металлической поверхности значительно про-. длит срок службы плунжера, Отличительные признаки предложенного плунжерэ не обнаруженыы в.известных технических решениях, что свидетельствует о их соответствии критерию "Существейньге отличия", На фиг. 1 дан общий вид предлагаемого плунжерэ; на фиг, 2 — общий вид вставки плунжера с самоуплотняющимися манжетами; на фиг. 3 — поперечное сечение плунжера А-А на фиг. 2; на фиг. 4 — поперечное сечение плунжера Б-Б на фиг, 2.

Плунжер штангового насоса выполнен составным, (фиг, 1) — основной корпус 1, вставка 2 с сэмоуплотняющимися манжетами и клапанный узел 3. Плунжер может быть выполнен цельным, но предлагаемая конструкция из составных частей более технологична: .

Во вставке 2 (фиг. 2) в кольцевых пазах

4 установлены самоуплотняющиеся манжеты, состоящие из резиновых манжет 5 и упругих разрезных пластмассовых колец 6 с раздвижными замками. Кольцевые пазы 4 посредством канала 7, полости 8 и канала 9 (продолжение канала 7) сообщаются с внутренней полостью 10, при этом каналы 7 и 9 перекрыты пробкой 11, установленной с воэможностью ее осевого перемещения в полости B. В полости 8 установлена мембрана 12, которая составляет часть внешней поверхности плунжера, отделяет полость 8 от внешней среды и своей конфигурацией образует индикаторное сечение "а", соответствующее величине технологически допустимого износа плунжера, Для заполнения внутренних полостей и канала плунжера жидкостью и исключения в них газовых амортизирующих объемов в пробке 11 выполнен канал 13, соединяющий канал 7 с каналом 14, Каналы 7 и 14 ограничены герметичными пробками 15 и

Плунжер штангового насоса работает следующим образом. При выработке плунжером номинального ресурса времени, установленного по максимально допустимому износу плунжера, соответствующему индикаторному сечению "а", мембрана 12 (не разрушаясь полностью и исключая тем самым возникновение заклинивания плунжера остатками ее частей) соединяет полость

8 с внешней полостью плунжера. При ходе

25 а =д — Лд, 30

55 где д — величина износа плунжера, соответ.ствующая максимально допустимой величине утечек;

Лд — зазор между плунжером и цилиндром, соответствующий величине принятой посадки.

Величину д определяют по максимально допустимым утечкам и параметрам эксплуатации насоса (Справочная книга по добыче нефти. Ш.К.Гимэтудинов, M., Недра, 1974, с, 258). / Ц

0,00497 л D g Н где q — максимально допустимые утечки, м /сут„ ! — длина плунжера, м„

v — кинематическэя вязкость добываемой жидкости, см /c;

0 — диаметр плунжера, см.;

g — ускорение свободного падения, см /c;

Н вЂ” высота подъема жидкости, м.

Формула изобретения

1. Плунжер штэнгового глубинного насоса с самоуплотняющимися манжетами. установленными в кольцевых пазах, сообщающихся с полостью плунжера при помощи канала, отличающийся тем, что, с целью увеличения срока службы, канал. сообщающий полость паза с полостью плунжера, перекрыт пробкой, установленной с плунжера вверх давление во внутренней полости 10 устанавливается выше, чем давле-. ние с внешней стороны, за счет утечек, Под действием этого давления пробка 11 перемещается в сторону мембраны и внутренняя полость 10 соединяется через канал 9, полость 8 и канал 7 с кольцевыми пазами 4.

При этом вступают в работу самоуплотняющиеся манжеты 5 и кольца 6.

При ходе плунжера вверх под действием давления столба жидкости манжеты 5 растягиваются и раздвигают кольца 6, которые герметиэируют плунжер. Относительно малое сечение манжет 5 и наличие в кольцах

6 раздвижных замков обеспечивают максимальную величину диаметрального увеличения; компенсирующего износ, Для исключения несанкционированного перемещения пробки 11 полость 8 и каналы 7 и 14 заполнены дегазированной жидкостью, например силиконовым маслом.

Индикаторное сечение "а" мембраны 12 определяют иэ соотношение

10 возможностью осевого перемещения в полости, выполненной в теле плунжера, при этом последняя с одного торца пробки выведена в полость плунжера. а с другого торца перекрыта закрепленной на внешней поверхности плунжера мембраной, отделяющей ее от внешней среды, и заполнена жидкостью.

2 Плунжер по и 1 о т л и ч а ю щ и йс я тем, что толщина индикаторногD сечения мембраны соответствует величине технологически допустимого йзноса плунжера.

5 3. Плунжер поп.1 или2, отлича юшийся тем, что в пробке выполнен канал для сообщения полости, ограниченной мембраной, с полостью кольцевого паза.

Составитель В,Афанасьев

Техред M.Mopãåíòýë Корректор С,Лисина

Редактор А.3 робок

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 3075 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5