Шгн — штанговый глубинный насос: принцип работы, виды, маркировка

Штанговые скважинные насосы — это распространенный вид оборудования, которое позволяет добывать из скважин пластовую жидкость. Этот тип промышленных установок широко применяется в сфере добычи нефти, его изготовление регулируется, согласно ГОСТ Р 51896-2002. Он эксплуатируется в наибольшей части фонда действующих скважин в сфере нефтедобычи.

Элементы насосных установок

• цельный цилиндр неподвижного типа, имеющий удлинители;
• подвижный насосный плунжер;
• клапаны, включая всасывающие и нагнетательные;
• замки.

1. Замковой опорой.
2. Цилиндром.
3. Плунжером.

Установка скважинного насоса находится под напряжением, поэтому для изготовления деталей для различных типов штанговых скважинных насосов или ШСН необходимы высоколегированные стали. От этих материалов зависит длительность и безотказность полезного использования насосного оборудования. Герметичность их посадки обеспечивается высокой точностью выпуска деталей для насосов. Это относится и к резьбовым соединениям. Все элементы установки отличаются полной взаимозаменяемостью. Среди основных элементов ее конструкции предусмотрена наземная часть, состоящая из следующих звеньев, представляющих собой:

1. Колонну.
2. Цепь с винтом натяжения.
3. Противовес с упором.
4. Подвески (канатная, устьевого штока).
5. Узел канатных блоков.
6. Муфта-зубчатая.
7. Звездочки ведомую и ведущую.
8. Ограничитель схода каната.
9. Ограждение и купейную дверь.
10. Кожух ременной передачи.

• обслуживания ведомой звездочки;
• редуктора;
• канатных блоков;
• переднюю поворотную.

Оборудование имеет комплекс, представляющий собой наземный сегмент установки, который называется станком-качалкой. Элементы этой конструкции оставались неизменными долгие годы. Установка с дифференциальным преобразующим механизмом и редуктором оснащена клиноременной передачей, позволяющей приводить в действие станок-качалку.

Российскими предприятиями выпускался исключительно привод цепной штангового скважинного насоса. Устройства, заменившие насос ручной, находятся еще на стадии совершенствования с 2002 г.

Достоинства и недостатки цепного привода

• электрического двигателя;
• редуктора;
• ременной передачи;
• ведущей и ведомой звездочек;
• каретки с противовесом;
• колонны штанг.

1. Размеры безбалансирных приводов и их масса в меньшей степени зависят от длины хода, чем параметры этих элементов станка-качалки балансирного типа.
2. Скорость движения штанг привода цепного меньше по части хода, чем параметр скорости подъема колонны за цикл у станков-качалок балансирного типа в 1,6-1,7 раза.
3. Производительность оборудования увеличивается, а расходы энергии на подъем скважинного продукта сокращаются.
4. Коэффициент использования мощности (КИМ) повышается, поскольку нагрузка электрического двигателя на привод штангового скважинного насоса равномерная.

• откачка состава, имеющего высокую степень вязкости;
• количество аварийных ситуаций, произошедших со штангами;
• износ труб, включая штанги;
• коэффициент наполнения скважинного насоса;
• длительность срока эксплуатации устьевого сальника и его производительность.

При всей надежности устройства балансирный привод отличается следующими недостатками:

1. Короткий срок использования редуктора.
2. Разрушение деталей, входящих в состав преобразующего механизма.
3. Усложненная перестановка пальцев шатунов.
4. Высокий уровень трудоемкости движения грузов при достижении их равновесия.
5. Неуравновешенность масс.
6. Важность обустройства фундамента под установку, обладающего высокой стоимостью.

Модификация насосов российского производства отличается присоединительными параметрами.

Условия использования ШСН

1. Вставные (НСВ).
2. Невставные (НСН).

Трубный насос или НСН, имеющий седло ВК (всасывающего клапана), оснащен цилиндром, опускание которого происходит в скважину на НКТ. Плунжер, предусматривающий наличие клапанов, должен опуститься в скважину перед сосом, а затем входит в цилиндр. Это осуществляется посредством штанг. Чтобы обеспечивалось соединение плунжеров установок с шариками клапанов всасывающего типа, применяются специальные штоки.

Трубный скважинный насос требует при подъеме насосного цилиндра установки из-под земли извлекать ее целиком. Это условие считается основной отличительной чертой НСН от НСВ. Вставные насосы в 2-2,5 раза увеличивают скорость спускоподъемных операций, что облегчает труд рабочих, осуществляющих ремонт скважин.

Вставной насос обладает меньшей подачей, чем невставной. Это обусловлено наличием труб заданного диаметра. Спуск НСВ осуществляется на штангах, а укрепление либо уплотнение элемента при наличии посадок производится на замковой опоре цилиндра. Она должна опуститься на НКТ.

Осуществлять подъем насоса из нефтяной скважины с помощью НСВ следует одновременно с извлечением колонны штанг при значительной глубине спуска. Эксплуатация НСВ осуществляется, если скважина обладает малым дебитом. Движение плунжера НСН является вертикальным, так как спуск и подъем осуществляются через штанги.

Конструктивные элементы насосной установки

Вставные и невставные штанговые насосы схожи по своей конструкции. Ее схема включает следующие элементы:

• станок-качалка;
• штанги;
• тройник;
• уплотнения;
• фундамент;
• насосно-компрессорные трубы в подвеске;
• шток.

Принцип работы насосной установки предполагает следующее. Наличие защитного приспособления на приеме насоса обеспечивает использование газового либо песочного фильтра. Это позволяет создать новый тип установки ШСН с различными приводами:

• ленточным;
• цепным;
• канатным и др.

Крутящий момент должен передаваться от двигателя редуктору, затем он достигает нижней звездочки на его валу, далее переходит на тяговую цепь, обеспечивающую преобразование вращательного движения звездочки в поступательное.

Соединение тяговой цепи с кареткой осуществляется через скалку при наличии груза для поддержания равновесия. Существуют различные группы посадок используемых насосов, отличающиеся по размерам пространства в промежутке между цилиндром установки и плунжером.

Они определяются величиной диаметра конструктивного элемента плунжера и соответствующей длиной хода этой детали:

• от 29 до 57 мм, от 1,2 до 6,0 м — для НСВ;
• от 32 до 95 мм, от 0,6 до 4,5 м — для НСН.

Обозначение НСН2-32-30-12-0 можно расшифровать следующим образом:

• 0 — отображение группы посадки;
• 12х100 — максимально возможная глубина спуска насосного оборудования (м);
• 30х100 — длина хода плунжера насоса (мм);
• 32 — величина диаметра плунжера (мм).

Предназначение насосной штанги, представляющей собой стержень, которой оснащен штанговый насос, заключается в передаче возвратно-поступательного движения устройства по схеме плунжер-насос. Насосная штанга оснащена утолщенными головками на концах, ее сечение является круглым.

Для создания штанг требуются только легированные стали. Размер длины штанговых конструкций для нормальных эксплуатационных условий должен составлять 8 м. Длина колонн штанг регулируется с целью уравновешивания посадки плунжера в цилиндр. Оборудование предполагает наличие футовок или укороченных штанг, длина которых может составлять: 1, 1,2, 1,5, 2 и 3 м.

Для соединения штанг необходимы муфты. Отечественные предприятия осуществляют выпуск насосных стеклопластиковых штанг, для которых характерна большая коррозийная стойкость. В результате энергопотребление снижается до 20 %.

Разновидности устьевого оборудования

Устьевой шток, представляющий собой особую штангу, необходим для соединения колонны штанг с канатной подвеской.

Он имеет полированную поверхность, выпускается без головок с типом резьбы, который предусматривает стандарт.

Чтобы защитить полированный шток от коррозии осуществляется окрашивание, цинкование, ингибирование. Функции, выполняемые устьевым оборудованием НС, являются следующими:

• обеспечение герметизации затрубного пространства;
• отвод скважинной продукции;
• подвешивание НКТ.

Насосная установка оснащается устьевым оборудованием, включающим:

1. Устьевой сальник. Обеспечивает герметизацию выхода устьевого штока за счет сальниковой головки.
2. Тройник. Ввинчивается в муфту НКТ, он необходим для отвода скважинной продукции.
3. Крестовина. Позволяет подвесить колонну НКТ на конусе, чтобы правильно расположить ее относительно скважинной оси.
4. Запорные краны, а также обратные клапаны.

Для самоустановки сальниковой головки предусмотрено шаровое соединение. Это обеспечивается при несоосности сальникового штока и НКТ, у которых отсутствует совпадение осей. Это важно для исключения износа уплотнительной набивки и облегчения смены специальной набивки. Наличие крестовины позволяет опускать приборы в затрубное пространство посредством устьевого патрубка, имеющего задвижку.

Комплектация станка-качалки

Среди узлов станка-качалки выделяются:

1. Рама.
2. Стойка, имеющая вид усеченной 4-гранной пирамиды;
3. Балансир, оснащенный поворотной головкой.
4. Траверса с шатунами.
5. Редуктор.

Комплектация СК предусматривает набор шкивов, позволяющих изменять число качаний путем дискретного регулирования. Смена и натяжение ремней двигателя происходит достаточно быстро с использованием поворотной рамы-салазок.

Монтаж станка-качалки производится на раму, смонтированную на железобетонном фундаменте. Для фиксации насосного балансира применяется шкив, который носит название тормозной барабан.

Головка обеспечивает проход насосной установки в процессе ремонта скважины под землей.

Совершаемое головкой балансира движение по дуге предполагает ее соединение со штангами и устьевым штоком за счет гибкой канатной подвески, регулирующей посадку насосного плунжера в цилиндр СН.

Амплитуда перемещения головки балансира регулируется посредством изменения участка сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения. Перемещение грузов на балансир приводит к уравновешиванию действия станка-качалки.

Процесс рассматривается как балансирное, роторное либо комбинированное штанговое уравновешивание.

Электрический двигатель установки

Производительность привода штангового СН зависит от работы электродвигателя, контролируемого специальным блоком управления.

Это оборудование играет особую роль, так как при использовании установки могут возникать аварийные ситуации.

К примеру, обрыв штанг, поломка редуктора, прорыв трубопровода, некачественная работа насоса, самозапуск СК после внезапного обрыва подачи электричества. СК имеет грузоподъемность 2-20 т на головке балансира.

В качестве источника электроэнергии для работы насосной установки используются короткозамкнутые электрические двигатели асинхронного типа. Для 3-фазных моделей серии АО характерно свойство влагоморозостойкости. Это относится и к модификациям электрических двигателей АО2 и АОП2.

Электродвигатели серии АО незаменимы в нефтегазовой промышленности и других отраслях. Они выпускаются для разных климатических регионов, включая тропики, север и др. Модификации электрических двигателей могут быть совершенно разными.

Типы электрических двигателей подразделяются по разным критериям, включая мощность, способ монтажа, размещение и др. Предприятиями, выпускающими электродвигатели, проводятся доработки продукции по требованию клиента. В результате может быть изменен режим работы источника электроэнергии стандартной либо нестандартной формы исполнения.

Источник: https://kolodetsoved.ru/nasosy/kak-primenyayutsya-shtangovye-skvazhinnye-nasosy-v-sfere-neftedobychi.html

Принцип действия и маркировка штанговой насосной установки

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназ­начены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинны­ми скважинными насосами. С их помощью добывается в стране око­ло 30% нефти.

В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважи­нах с дебитом до 30…40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при сред­них глубинах подвески 1000… 1500 м. В неглубоких скважинах уста­новка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.

• В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глу­бину до 3000 м.
• Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг.
• Штанговая скважинная насосная установка 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.

1 — фундамент; 2 — рама; 3 — электродвигатель; 4 — цилиндр; 5 — кривошип; б — груз; 7 — шатун; 8 — груз; 9 — стойка; 10 — балансир; 11 — механизм фиксации головки балансира; 12 — головка балансира; 13 — канатная подвеска; 14 — полированная штанга;

15 — оборудование устья скважины; 16 — обсадная колонна; 17 — насосно- компрессорные трубы; 18 — колонна штанг; 19 — глубинный насос; 20 — газовый якорь; 21 — уплотнение полированной штанги; 22 — муфта трубная; 23 — муфта штанговая; 24 — цилиндр глубинного насоса; 25 — плунжер насоса; 26 — нагнетательный клапан; 27 — всасывающий клапан.

В скважину на колонне НКТ под уровень жидкости спускают цилиндр насоса. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень (плунжер), который устанавливают в цилиндр насоса.

Плунжер имеет один или два клапана, открывающихся только вверх, называемых выкидными. Верхний конец штанг крепится к головке балансира станка-качалки.

Для направления жидкости из НКТ в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник, через который пропускают сальниковый шток.

Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы.

Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.

При ходе плунжера вверх под ним снижается давление, и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

1. Приводы ПО «Уралтрансмаш»
2. Условное обозначение приводов на примере ПШГНТ4-1,5-1400:
3. ПШГН – привод штанговых глубинных насосов;
4. Т – редуктор установлен на тумбе;
5. 4 – максимальная нагрузка на устьевом штоке 4 тонны;
6. 1,5 – наибольшая длина хода устьевого штока 1,5 м;
7. 1400 – наибольший допустимый крутящий момент на ведомом валу редуктора;
8. Лекция № 2. Подземное оборудование ШНУ
9. Назначение, типы, конструкция и маркировка скважинных
10. Штанговых насосов.
11. Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температу­рой до 130°С, содержанием сероводорода не более 50мг/л, минера­лизацией воды не более 10г/л.

• 1) НВ1 — вставные с замком наверху;
• 2) НВ2 — вставные с замком внизу;
• 3) НН — невставные без ловителя;
• 4) НН1 — невставные с захватным штоком;
• 5) НН2 — невставные с ловителем

Рис. 2. Насосы скважинные невставные

Цилиндр невставного (трубно­го) скважинного насоса (см. рис.2) присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину.

Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с под­вешенным к нему всасывающим кла­паном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ пример­но на 6 мм.

Применение НСН целе­сообразно в скважинах с большим де­битом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным перио­дом. Для смены насоса (цилиндра) не­обходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасы­вающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетатель­ный клапан и шток с переводником под штанги.

К нижнему концу плунжера с по­мощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается вса­сывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса.

Подвешивать всасывающий клапан к плун­жеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ.

Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в на­сосах НН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НН2С в отличие от насоса НН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасываю­щего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления.

Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос ННБА позволяет осуществлять форсированный отбор жид­кости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плун­жера.

Это достигнуто особой конструкцией его — наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собран­ном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком.

Сцеп проталкивает золотник слив­ного устройства вниз и сцепляется с захватом, закрепленным на плун­жере, при этом сливное отверстие закрывается. При подъеме насоса следует поднять колонну штанг. При этом захват проталкивает зо­лотник вверх, открывая сливное отверстие.

После этого сцеп отделя­ется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.

Цилиндр вставного насоса(см. рис. 3) спускается внутри труб на колонне штанг и монтируется на них с помощью специального зам­кового соединения. Это позволяет менять вставной насос без спуска и подъема труб. Но при одинаковых диаметрах плунжеров вставной насос требует применения НКТ большего диаметра.

Скважинные насосы исполнения НВ1С предназначены для отка­чивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости.

Насос состоит из составного цилиндра на нижний конец которо­го навернут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец — замок плунжера, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резь­бовые концы которого навинчены: снизу сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху — клетка плунжера. Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленным контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра располо­жен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры.

Скважинные насосы испол­нения НВ2 имеют область при­менения аналогичную области применения скважинных насо­сов исполнения НВ1, однако мо­гут быть спущены в скважины на большую глубину.

Рис. 3. Насосы скважинные вставные

Конструктивно скважинные насосы состоят из цилиндра с всасывающим клапаном, на­винченным на нижний конец.

На всасывающий клапан навинчен упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра располо­жен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилин­дре при остановке насоса.

Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер с нагнетатель­ным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем кон­це. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и законт­ренным контргайкой.

В расточке верхнего конца цилиндра расположен упор.

Насос спускается в колонну насосно-компрессорных труб на ко­лонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса позволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок.

1. Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.
2. Цилиндрыскважинных насосов выпускают в двух исполнениях:
3. ® ЦБ — цельный (безвтулочный), толстостенный;
4. ® ЦС — составной (втулочный).

Цилиндр втулочного насоса состоит из кожуха, в котором разме­щены втулки. Фиксация втулок в кожухе обеспечивается гайками.

Втулки подвергаются воздействию переменного внутреннего гид­равлического давления, обусловленного столбом откачиваемой жид­кости, и постоянного усилия, возникающего в результате торцевого обжатия рабочих втулок. Втулки всех насосов при различных внут­ренних диаметрах имеют одинаковую длину — по 300 мм.

Втулки всех насосов изготавливают трех типов: легированные из стали марки 38ХМЮА, стальные из стали марок 45 и 40Х, чугунные марки СЧ26-48.

Для увеличения долговечности внутреннюю поверхность втулок упрочняют физико-термическими методами: чугунные — закалива­ют токами высокой частоты, стальные азотируют, цементируют, нит­рируют. В результате этой обработки твердость поверхностного слоя составляет до 80 HRc.

Механическая обработка втулок заключается в шлифовании и хонинговании. Основные требования к механической обработке — высокий класс точности и чистоты внутренней поверхности, а также перпендикулярность торцов к оси втулок.

Макрогеометрические отклонения внутреннего диаметра втулки должны быть не более 0,03 мм. Плоскостность торцевых поверхнос­тей должна обеспечивать равномерное непрерывное пятно по краске не менее 2/3 толщины стенок втулки.

Цельнотянутые цилиндры представляют собой длинную сталь­ную трубу, внутренняя поверхность которой рабочая. Труба при этом играет роль и цилиндра и кожуха одновременно.

Подобная конструк­ция лишена таких недостатков, как негерметичность между торцами рабочих втулок, искривление оси цилиндра.

При этом увеличивает­ся жесткость насоса и создается возможность использовать плунжер большого диаметра при одинаковом по сравнению с втулочным на­сосом наружном диаметре.

Плунжерглубинного насоса представляет собой стальную трубу с внутренней резьбой на концах. Для всех насосов длина плунжера постоянна и составляет 1200 мм. Их изготавливают из стали 45, 40Х или 38ХМЮА.

В паре металлический плунжер — цилиндр уплотнение создается нор­мированным зазором большой длины, в гуммированных — за счет манжет или колец, изготовленных из эластомера или пластмассы.

• а) с гладкой поверхностью;
• б) с кольцевыми канавками;
• в) с винтовой канавкой;
• г) с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой и скошен­ным концом в верхней части («пескобрей»);
• д) манжетные плунжеры;
• е) гуммированные плунжеры.
• а — гладкий (исполнение Г); б — с кольцевыми канавками (исполнение К); в — с винтовой канавкой (исполнение В); г — типа «пескобрей» (исполнение П); д — манжетный, гуммированный плунжер; 1 — корпус плунжера; 2 — самоуплотняющееся резиновое кольцо; 3 — набухающие резиновые кольца.
• Насосные штанги

Штанги насосные предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рис. 5). Изготавливаются в 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.

Рис. 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 (рис. 6) – для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП – для соединения штанг разного диаметра.

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 одноосно-ориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 800 МПа. Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000 – 11000 мм.

Рис. 6 – Соединительная муфта насосной штанги:

а – исполнение I; б – исполнение II

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

Лекция № 3.

Источник: https://cyberpedia.su/6×8192.html

Скважинные штанговые насосы СШН, эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами ШГН, виды, характеристика

Выпускаются по ТУ 3665-004-26602587-2013. Конструктивная схема насоса – классическая, предусматривающая цельный толстостенный цилиндр с удлинителями, цельнометаллический жесткий плунжер и шариковые клапаны. Параметры насоса соответствуют требованиям отечественных нормативных документов.

Скважинные штанговые насосы (СШН) поставляются в сборе, а также в виде отдельных узлов и деталей. Основная деталь СШН – цельный толстостенный цилиндр – изготав- ливается из прецизионной трубы в кооперации с металлургическими и трубными заводами. Рабочая поверхность цилиндра подвергает- ся глубокому азотированию (толщина слоя 0,2…0,5 мм, твердость 870–1124 HV) либо гальваническому хромированию (толщина слоя 0,08 мм, микротвердость 700…900 HV). ПКНМ предоставляет ремонт скваженных штанговых насосов (СШН) в Перми.

Основные параметры прецизионных цилиндров

Условный номинальный внутренний диаметр, мм	27, 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95
Допуск на внутренний диаметр, мм	0,05
Допуск прямолинейности оси канала цилиндра на базовой длине 1 м, мм, не более	0,08
Максимальная разность размеров внутреннего диаметра, мм	0,03
Шероховатость внутренней поверхности, R , мкм a	0,8

Плунжеры СШН – цельнометаллические, длиной от 1200 до 4500 мм, сопрягаются с цилиндром по одной из пяти групп по- садок. Допуск прямолинейности плунжера 0,05 мм на длине 1200 мм. Предлагается три способа упрочнения наружной по- верхности плунжера: гальваническое хромирование, газопламенное напыление износостойким порошком и азотирование. Клапаны СШН комплектуются парами «седло–шарик» из нержавеющей подшипниковой стали, «стеллита», твердого сплава и для обеспечения герметичности попарно притираются.

Ознакомьтесь с основными защитными приспособлениями для скважинного штангового насоса.

Технические характеристики скважинных штанговых насосов

Характеристика насоса	Обозначение	Рабочий ход плунжера станд. исполн./спец. исполн.	Напор, м	Диаметр НКТ, мм	Присоединительные резьбы	Замковая опора
API QR	ТУ	НКТ	Штанг	API QR	ТУ
Вставные с верхним замком	20-106 RHAM	HB1Б-27	1200…3500/ до 4000	до 2500	60	Ш19 ГОСТ 13877-96	НМ-60	ОМ-60
20-125 RHAM	HB1Б-32	до 2200
25-150 RHAM	HB1Б-38	до 2000	73	НМ-73	ОМ-73
25-175 RHAM	HB1Б-44
30-225 RHAM	HB1Б-57	до 1500	89	Ш22 ГОСТ 13877-96	НМ-89	ОМ-89
Вставные с ниж- ним замком	20-106 RHBM	HB2Б-27	до 3500	60	Ш19 ГОСТ 13877-96	НМ-60	ОМ-60
20-125 RHBM	HB2Б-32
25-150 RHBM	HB2Б-38	73	НМ-73	ОМ-73
25-175 RHBM	HB2Б-44	до 3000
30-225 RHBM	HB2Б-57	до 2500	89	Ш22 ГОСТ 13877-96	НМ-89	ОМ-89
Трубные с ловителем	20-125 ТНМ	НН2Б-32	1200…3500/ до 4000	до 1500	60	60-10 ГОСТ Р 52203-04	Ш19 ГОСТ 13877-96
20-175 ТНМ	НН2Б-44
25-225 ТНМ	НН2Б-57	73	73-10 ГОСТ Р 52203-04
30-275 ТНМ	НН2Б-70	до 1200	89	89-10 ГОСТ Р 52203-04	Ш22 ГОСТ 13877-96
40-375 ТНМ	НН2Б-95	до 1000	114	114-8 ГОСТ Р 52203-04	Ш25 ГОСТ 13877-96
Трубные со сбивным штифтом	20-125 ТН	ННБ-32	до 1500	60	60-10 ГОСТ Р 52203-04	Ш19 ГОСТ 13877-96
20-175 ТН	ННБ-44
25-225 ТН	ННБ-57	73	73-10 ГОСТ Р 52203-04
30-275 ТН	ННБ-70	до 1200	89	89-10 ГОСТ Р 52203-04	Ш22 ГОСТ 13877-96
40-375 ТН	ННБ-95	до 1000	114	114-8 ГОСТ Р 52203-04	Ш25 ГОСТ 13877-96

Вставные насосы

Трубные насосы

Фиксация вставных насосов в насосно-компрессорных трубах

Двухплунжерный насос НВ 1БД 1

Вставной двухплунжерный насос с двухступенчатым сжатием, с верхним замком предназначен для откачивания из нефтя- ных скважин высоковязкой жидкости (до 0,3 Па.с), содержащей до 1,3 г/л механических примесей.

При ходе плунжеров вниз в зоне цилиндров, заключенной между плунжерами, создается разрежение, за счет чего открывается нижний клапан клапанного блока, и в эту зону поступает пластовая жидкость. Закрытый верхний клапан воспринимает давление столба жидкости и создает дополнительную вниз направленную нагрузку, способствующую преодолению гидравлических сопротивлений в насосе и усилий трения в колонне штанг. Последнее очень важно, т. к. основным препятствиемдля откачивания высоковязкой жидкости является зависание штанг из-за чрезмерных усилий трения. Величина дополнительной нагрузки: Р = p dp /4(H–h) g, где dp – диаметр плунжера-разделителя; H – глубина подвески насоса;h – глубина погружения насоса под динамический уровень; g – удельный вес откачиваемой жидкости. При последующем ходе плунжеров вверх жидкость из межплунжерной зоны вытесняется через открытый верхний клапан клапанного блока в колонну насосно-компрессорных труб. Плунжер верхний Плунжер нижний Цилиндр верхний Цилиндр нижний Верхний клапан клапанного блока Нижний клапан клапанного блока

Двухплунжерный насос НВ 2БД 2

Вставной двухплунжерный насос с двухступенчатым сжатием, с нижним замком предназначен для откачивания из нефтяных скважин жидкости, содержащей до 1,3 г/л механических примесей и до 25% свободного газа на приеме насоса.

При ходе плунжеров вверх в зоне цилиндра нижнего насоса, расположен- ной над всасывающим клапаном, создается разрежение, за счет чего в нее поступает пластовая жидкость при открытом всасывающем клапане. При последующем ходе плунжеров вниз жидкость из этой зоны, сжимаясь, пе- ретекает в зону, расположенную между плунжерами, при открытом нижнем клапане клапанного блока. Ввиду того, что межплунжерная зона по объ- ему меньше зоны нижнего цилиндра, газожидкостная смесь в ней будет иметь давление больше давления всасывания. При следующем ходе вверх жидкость между плунжерами, повторно сжимаясь, вытесняется в колонну лифтовых труб при открытом верхнем клапане клапанного блока. Повторное сжатие жидкости в насосе позволяет предотвратить блокировку насоса при большом газосодержании. Плунжер верхний Плунжер нижний Цилиндр верхний Цилиндр нижний Всасывающий клапан Верхний клапан клапанного блока Нижний клапан клапанного блока

Насос ННБ с кожухом

Наружный кожух невставного насоса защищает его от механических повреждений при спуске в искривленные скважины, а также обеспечивает разгрузку СШН от воздействия массы защитных и прочих устройств, устанавливаемых на приеме.

Специальные разработки для осложненных условий добычи нефти

Насос невставной с коротким цилиндром и длинным плунжером ННБКУ

В связи с повышением требований нефтедобывающих предприятий к оборудованию для добычи нефти, вызванных осложненными условиями его эксплуатации, «Пермская ком- пания нефтяного машиностроения» (ПКНМ) предложила новую конструкцию скважинно- го штангового насоса (СШН) – скважинный штанговый насос с коротким цилиндром, длинным плунжером, с неизвлекаемым увеличенным всасывающим клапаном и сбивным штифтом. Для различной подачи насоса разработаны модели ННБКУ-44 и ННБКУ-57, вы- полненные в соответствии с техническими условиями ТУ 3665-007-26602587-2013. В отличие от серийных насосов разработанная и внедренная в производство новая кон- струкция скважинного штангового насоса имеет ряд преимуществ: Работает в условиях с содержанием механических примесей более 1,3 г/л. Повышена стойкость к истиранию рабочей поверхности цилиндра за счет триботехни- ческих характеристик упрочненного слоя пары трения «цилиндр–плунжер». Повышена долговечность СШН за счет постоянного контакта плунжера и цилиндра, т.е. длина плунжера значительно превышает длину цилиндра, при этом механические примеси практически не заносятся в плунжерный зазор. Устранена проблема заклинивания плунжера в насосе из-за попадания механических частиц в плунжерный зазор. Увеличена стойкость к коррозии и износу плунжера, т. к. на его поверхности не проис- ходят диффузионные и адгезионные процессы в связи с отсутствием налипания механи- ческих включений, входящих в состав пластовой жидкости. Повышена ремонтопригодность, т.к. самая дорогая в стандартных насосах и быстроиз- нашивающаяся деталь насоса – цилиндр – может быть заменена на новую с меньшими затратами. Работает в условиях повышенной вязкости жидкости за счет оснащения увеличенным всасывающим клапаном. Обеспечивает простоту извлечения насоса из скважины благодаря сбивному штифту. Обеспечивает возможность значительно повысить межремонтный период и работо- способность насоса путем установки газопесочного якоря ЯГП2-105-2000 ТУ 3665-016- 26602587-2013. В настоящее время насосы эксплуатируются в Татарии, Башкирии, Казахстане и на Саха- лине. Новое оборудование ПКНМ позволило увеличить наработку в 1,5–2 раза в сравне- нии с базовым. (ПКНМ имеет патент на полезную модель.)п

Трубный насос для добычи нефти с высоким газовым фактором

В конструкции насоса применяется разгрузочный клапан, позволяющий исключить блокирование всасывающего клапана газом, выделяющимся в полости под нагнетательным клапаном. Насос оснащен всасывающим клапаном со сбивным штифтом.

Сшн для добычи высоковязкой нефти

изготавливается по Патенту «Лукойл-Коми»

Назначение насоса

Насос предназначен для добычи высоковязкой нефти.

Состав насоса

Насос состоит из неподвижного цилиндра (8) с верхним (6) и нижним (12) удлинителями и присоединительной муфты (1). К нижнему удлинителю (12) крепится корпус (15) разрядного клапана, состоящего из шарика (17) и седла (18), зафикси- рованного держателем седла (19) и закрытого крышкой (20).

Внутри неподвижного цилиндра (8) к корпусу (15) закреплен патрубок (14), который через переводник (13) связан с неподвижным плунжером (11). В верхней части плунжера (11) установлен всасывающий клапан, состоящий из клетки (9), шарика (3), седла (4) и переводника (10).

Кроме того, внутри цилиндра (8) с зазором, соответствующим заданной группе посадки, установлен подвижный цилиндр (7). В верхней части цилиндра (7) находится нагнетательный клапан, состоящий из клетки (2), шарика (3), седла (4) и переводника (5). Цилиндр (7) и плунжер (11) также образуют пару с зазором, соответствующим необходимой группе посадки.

К корпусу (15) разрядного клапана посредством муфты (16) крепится переводник (21), который служит для присоединения фильтра или хвостовика (в состав насоса не входят).

Работа насоса

Наземный привод – станок-качалка – посредством штанговой колонны, к которой с помощью автоматического сцепного устройства (в состав насоса не входит) крепится клетка (2), приводит в возвратно-поступательное движение подвижный цилиндр (7) с установленным в нем нагнетательным клапаном.

При ходе подвижного цилиндра (7) вверх (цикл всасывания) давление в надплунжерной зоне снижается, и под давлением столба жидкости в затрубном пространстве открывается всасывающий клапан, установленный на плунжере (11). Происходит заполнение надплунжерной зоны скважинной жид- костью.

В разрядной камере, образуемой свободным пространством между неподвижными удлинителем (12) и патруб- ком (14), давление снижается от давления на приеме насоса при крайнем нижнем положении подвижного цилиндра (7) (нижняя мертвая точка) до давления разрежения, соответствующего термодинамическим условиям среды, находящейся в разрядной камере насоса при крайнем верхнем положении подвижного цилиндра (7) (верхняя мертвая точка). Давление разрежения определяется длиной хода подвижного цилиндра (7), величиной «мертвого» пространства в разрядной камере и величиной утечек в разрядную камеру. При ходе подвижного цилиндра (7) вниз газожидкостная смесь в надплунжерной зоне сжимается до давления, равного давлению на выходе насоса в колонне НКТ, нагнетательный клапан открывается, и скважинная жидкость из надплунжерной зоны нагнетается в колонну НКТ. При этом всасывающий клапан закрыт. Давление в разрядной камере изменяется от давления разрежения при положении подвижного цилиндра (7) в верхней мертвой точке до давления на приеме насоса при положении подвижного цилиндра (7) в нижней мертвой точке. Утечки жидкости, по- павшей в разрядную камеру во время движения подвижного цилиндра( 7) вверх, выдавливается в затрубное пространство подвижным цилиндром (7) при его ходе вниз через разрядный клапан. Далее цикл повторяется. Давление разрежения, создаваемое в разрядной камере насоса, создает дополнительное, направленное вниз, усилие, воз- действующее на подвижный цилиндр (7), а следовательно, и на колонну насосных штанг, которое снижает вероятность их «зависания» в процессе работы при добыче высоковязких нефтей.

Основные технические данные

1. Динамическая вязкость откачиваемой жидкости, мПа·с.      до             780
2. Идеальная подача насоса при ходе подвижного цилиндра 3 м
3. и десяти двойных ходах в минуту, м3 / сут                                            67,0
4. Ход подвижного цилиндра, м                                                                  1,5…3,5
5. Присоединительные резьбы к НКТ                                                         73 (резьба гладких труб) 
6. рисоединительная резьба к штангам Ш19 Наружный диаметр, мм      114
7. ГОСТы
8. ГОСТ 13877-96
9. ГОСТ Р 52203-04

Источник: http://pknm.ru/produkciya/skvazhinnye-i-shtangovye-nasosy

Оборудование установки штангового глубинного насоса (УШГН)

< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая > Перейти к загрузке файла

Добыча нефти при помощи штанговых насосов — самый распространенный способ искусственного подъема нефти. Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества: обладание 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. Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся: ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг); малая подача насоса; ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных) Конструктивно оборудование УШГН включает в себя наземную и подземную часть. К наземному оборудованию относятся: · привод (станок-качалка) — является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью — колонной штанг; · устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины. К подземному оборудованию относятся: · насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность. · глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130°С вставного или не вставного типов · штанги — предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка — качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса. На рисунке 1 представлена схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН). Рисунок 1. Схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН) 1 — эксплуатационная колонна; 2 — всасывающий клапан; 3 — цилиндр насоса; 4 — плунжер; 5 — нагнетательный клапан; 6 — насосно-компрессорные трубы; 7 — насосные штанги; 8 — крестовина; 9 — устьевой патрубок; 10 — обратный клапан для перепуска газа; 11 — тройник; 12 — устьевой сальник; 13 — устьевой шток; 14 — канатная подвеска; 15 — головка балансира; 16 — балансир; 17 — стойка; 18 — балансирный груз; 19 — шатун; 20 — кривошипный груз; 21 — кривошип; 22 — редуктор; 23 — ведомый шкив; 24 — клиноременная передача; 25 — электродвигатель на поворотной салазке; 26 — ведущий шкив; 27 — рама; 28 — блок управления. Установка работает следующим образом. Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий манифольд (процесс нагнетания). При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается, нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость, находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

1. Рисунок 2. Станок-качалка типа СКД
2. 1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка (пирамида); 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.
3. Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску устьевого штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания станка-качалки.

Все элементы станка-качалки: стойка, редуктор, электродвигатель крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте.

Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т.е. длины хода плунжера.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей. При конструкции насосов соблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталей для удобства замены изношенных деталей и сокращения номенклатуры потребных запасных частей.

• Насосы применяются следующих видов:
• · невставные
• · вставные.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан.

После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера.

Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору, последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки.

Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ.

В зависимости от условий в скважине в нее опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху.

Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра.

В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз.

Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип.

Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.

1. Различают следующие типы скважинных насосов (рисунок 3):
2. НВ-1 — вставные с замком наверху;
3. НВ-2 — вставные с замком внизу;
4. НН — невставные без ловителя;
5. НН-1 — невставные с захватным штоком;
6. НН-2С — невставные с ловителем.
7. В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы — исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры — диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра — группу посадки.

Рисунок 3. Типы скважинных штанговых насосов

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.

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.

Принцип работы насосов заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра.

Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность в полость труб.

При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.

Источник: https://studbooks.net/2533323/tovarovedenie/oborudovanie_ustanovki_shtangovogo_glubinnogo_nasosa_ushgn