1474

Насосы НВ1Д2 предназначены для отбора жидкости с боль­ шим содержанием свободного газа. Жидкость в них при дви­ жении плунжерной сборки вниз попадает через входной кла­ пан, расположенный в нижнем плунжере, в полость между плун­ жерами. Это происходит из-за увеличения объема межпунжерной зоны и уменьшения в ней давления. При ходе плунжеров вверх объем межпунжерной зоны уменьшается, что приводит к закрытию нижнего клапана, открытию нагнетательного клапа­ на в верхнем плунжере и перемещению жидкости в полость 4 и в НКТ.

Сравнение характеристик насосов

Области применения насосов в зависимости от характерис­ тики откачиваемой смеси приведена в табл. 7.21. Буквы П, В и Т, включенные после обозначения насоса, соответствуют следу­ ющим конструктивным особенностям: П — насос с седлами кла­ панов из твердых сплавов; В — то же, с пескозащитным устрой­ ством и сепаратором; Т — с седлами клапанов из твердых спла­ вов и с полым штоком (для подъема жидкости по полым штан­ гам) [13].

Примечание. Минерализация жидкости — не более 200 мг/л, pH = 4,2—9,8, содержание сероводорода — не более 0,1 об. %.

Сравним параметры насосов. Меньшими подачами облада­ ет НСН1, так как у него из-за штока ограничена длина хода плунжера. Вставные насосы НВ1 имеют большую подачу, но примерно в 2 раза меньшую, чем трубные насосы НН2. Дос­ тижимые напоры, наоборот, меньше у трубных насосов НН (обычно до 1200—1500 м), чем у вставных (до 2500 м). Насосы с неметаллическим плунжером имеют самую большую подачу, примерно вдвое большую, чем НН2, а напор — до 1800 м. Встав­ ные втулочные насосы выпускают с плунжером диаметром до 70 мм, трубные втулочные — с диаметром плунжера до 120 мм. Однако область применения насосов ограничена для скважин с малыми диаметрами обсадных колонн (табл. 7.22). С другой сто­ роны, применение вставных насосов ограничено наличием в от­ качиваемой жидкости механических примесей и асфальто-смо- ло-парафинистых веществ, которые могут откладываться при откачке как в колонне НКТ, так и в самих замковых устрой­ ствах (якорях) скважинных вставных насосов. Это может при­ вести к осложнениям при подъеме вставного насоса — обра­ зовании песчаной или парафинистой пробки или «пыжа» и даже заклинивании насоса с последующим обрывом колонны штанг.

Таблица 7.22

Возможности применения штанговых насосов в обсадных колоннах

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

Так, например, российская фирма ООО «Экогермет» разра­ ботала и внедрила новые типы штанговых насосов для добычи неф­ ти. Конструкция основных узлов насосов — уплотнений цилиндра и плунжера, клапанных узлов и сливных устройств — коренным образом отличается от конструкции узлов штанговых насосов, вы­ пускаемых в соответствии со стандартами Американского нефтя­ ного института (API) и с отечественными стандартами [31, 32].

Стоимость цилиндра составляет около 70 %, а стоимость плун­ жера в зависимости от материального исполнения от 20 до 25 % от общей стоимости насоса. Изношенная пара не поддается ре­ монту и нефтяники вынуждены списывать дорогостоящие насо­ сы и закупать новые. Большие энергетические потери нефтяни­ ки несут при длительной эксплуатации СШН, которые работа­ ют с низким объемным КПД. Практика показывает, что серий­ ные насосы сначала работают с достаточно высоким коэффици­ ентом подачи, но по мере износа уплотнения коэффициент по­ дачи падает. Когда коэффициент подачи снижается до 0,3—0,4 насос поднимают для его замены или ремонта. Спуско-подъем­ ная операция стоит в 3—5 раз дороже самого насоса и поэтому нефтяники вынуждены эксплуатировать СШН при достаточно низких значениях КПД. Замена насоса также приводит и к про­ стоям скважин. Таким образом, применение бесконтактного щелевого уплотнения плунжерно-цилиндровой пары в серий­ ных СШН создает проблемы как при их изготовлении, так и при эксплуатации, которые в конечном итоге приводят к удоро­ жанию себестоимости добываемой нефти. С целью устранения вышеназванных проблем предложен новый тип уплотнения плун­ жерно-цилиндровой пары СШН, конструкция которого защи­ щена патентами России и США [33].

Устройство относится к классу контактно-лабиринтных ме­ ханических уплотнений. Оно состоит минимум из двух плаваю­ щих колец, которые с помощью упругих элементов прижимают­ ся одновременно к уплотняемой цилиндрической поверхности и друг к другу своими торцовыми поверхностями. Для получе­ ния максимального эффекта кольца должны прижиматься к уп­ лотняемой поверхности с противоположных сторон.

Первое кольцо (слева) перекрывает верхнюю половину уп­ лотнительного зазора, при этом в нижней части зазор макси­ мальный; второе кодьЦО перекрывает нижнюю половину зазора,

при этом максимальный зазор остается вверху. Суммарная пло­ щадь сечения уплотнительного зазора, образованного парой эк­ сцентрично смещенных и прижатых друг к другу колец, намного меньше площади сечения зазора, образованного одним коль­ цом. В начальный момент работы машины уплотнительные коль­ ца контактируют с уплотняемой поверхностью по линии и жид­ кость из области высокого давления движется в область низкого давления слева направо по щелевому зазору переменного сече­ ния. По мере приработки трущихся уплотнительных поверхнос­ тей площадь контакта увеличивается и уплотнение из контакт­ но-щелевого превращается в контактное, в котором непрерыв­ ный уплотнительный поясок состоит из двух смещенных сег­ ментов (заштрихованная площадь). В реальных конструкциях уплотнений используется несколько пар колец, причем каждая последующая пара повернута вокруг оси на определенный угол по отношению к предыдущей паре. Герметизирующая способ­ ность уплотнения зависит от количества пар уплотнительных колец. В отличие от самоуплотняющихся эластомерных уплот­ нений контактная нагрузка в паре трения в этом типе уплотне­ ния не зависит от перепада давления и поэтому она может рабо­ тать при очень высоких давлениях среды (до 50 МПа и выше) с минимальным износом. Долговечность работы уплотнения обес­ печивается также за счет компенсации износа уплотнительных поверхностей. В качестве упругих элементов используется рези­ новая обойма, которая одновременно служит и уплотнением между уплотнительными кольцами и неподвижным корпусом.

Приняв за основу механическое уплотнение по патенту № 2037077 ООО «Экогермет» разработало и внедрило два типа штанговых насосов: поршневой и плунжерный.

Поршневые насосы новой конструкции отличаются от серий­ ных тем, что вместо длинномерного плунжера в них использует­ ся короткий поршень с механическим уплотнением. Такие на­ сосы имеют обозначение соответственно НВ —2СП и НН-2СП.

Сборные поршни типа 2СП (рис. 7.86) включают в себя ме­ ханическое уплотнение, состоящее из двух резиновых обойм, на эксцентричных буртах которых размещено 24 стальных уплот­ нительных кольца. Обоймы вместе с кольцами монтируются на полый корпус поршня, в верхней части которого имеется пере­ ходник для соединения с колонной штанг. Нижняя часть корпу-

Рис. 7.86. Схема сборного поршня типа 2СП:

1 — корпус поршня; 2, 3 — кольцо соответствен­ но стальное и резиновое; 4 — резиновая обойма; 5 — кольцо уплотнительное; 6 — корпус клапана; 7 — клапан типа К; <9 — опора седла клапана

са поршня на резьбе соединяется с корпу­ сом шарикового клапана отечественной конструкции.

Наработка цилиндро-поршневой груп­ пы насосов с поршнями типа 2СП повы­ силась для изношенных цилиндров в сред­ нем на 10—20 %, а для новых цилиндров в 2—3 раза. При этом следует учесть, что при ремонте насосов с использованием сбор­ ных поршней типа 2СП не требуется меха­ ническая обработка цилиндра. Это дает значительный экономический эффект. Так, стоимость ремонта штангового насоса та­ ким способом составляет примерно 30 % от стоимости нового насоса (замене под­ лежит только плунжер и клапаны), а ре­ монт с механической обработкой цилинд­ ра около 85 %. Использование сборных пор­ шней типа 2СП в новых цилиндрах дает гораздо больший экономический эффект за счет повышения КПД насоса и уменьше­ ния спуско-подъемных операций. По той же схеме может быть собран скважинный насос с длиной хода 30 м, в котором ци­

линдр составлен из восьми стандартных цилиндров. Ввиду того, что в механическом уплотнении нет зазора между цилиндром и уплотнительными кольцами, насосы типа НН-2СП лучше рабо­ тают на загрязненных жидкостях, чем серийные насосы. Ника­ ких специальных противопесочных приспособлений здесь нет. Песок или другие механические частички просто «сбриваются» с поверхности цилиндра. В механическом уплотнении созданы лучшие условия для смазки трущихся поверхностей, так как каж­

дое кольцо с одной стороны контактирует с цилиндром, а с дру­ гой стороны образует зазор, своего рода канавку, в которой со­ бирается смазка и изношенные частички. Известно, что изна­ шивание пар трения в абразивной среде меньше, если одно из тел установлено на упругом основании. Наличие упругой обой­ мы также дает возможность работать поршню в частично изно­ шенном цилиндре, где имеются выработки. В обычном насосе если в цилиндре образовался уступ, то при смене длины хода плунжер в этом месте заклинивает.

Кроме функциональных преимуществ насосов с поршнем типа 2СП, имеются также и технологические преимущества. Стоимость изготовления, ремонта и эксплуатации этих насосов значитель­ но ниже, чем стоимость аналогичных серийных насосов. Вопервых, ввиду того, что механическое уплотнение значительно короче серийного плунжера, то и сам насос более чем на 1 м короче стандартного при той же длине хода. Конструкция ци­ линдра упрощается, так как нет необходимости в удлинителях. Отпадает необходимость в прецизионных (импортных) трубах для изготовления цилиндров. Требования по точности изготов­ ления наиболее трудоемких цилиндров и поршней также могут быть снижены.

В плунжерном насосе механическое уплотнение, через кото­ рое проходит плунжер, установлено в неподвижном корпусе, который соединяется с колонной НКТ. Для того чтобы умень­ шить длину плунжера, в корпусе устанавливается не одно, а два или три механических уплотнения, расстояние между которыми должно быть меньше длины плунжера. В насосах с приводом от станка-качалки и длиной хода до 3-х метров длина плунжера принята 1200 мм. Корпус насоса состоит из отрезков НКТ, со­ единенных между собой 3-мя муфтами, в которых размещены механические уплотнения. Плунжер проходит последовательно одно за другим механические уплотнения не нарушая процесса всасывания или нагнетания. Таким образом, в плунжерном на­ сосе отсутствует наиболее трудоемкая деталь — цилиндр. По­ этому такие насосы названы бесцилиндровыми — насосы типа НСБ [33].

Секционная конструкция позволяет создавать насосы типа НСБ практически с любой длиной хода (рис. 7.87). Для длинно­ ходовых установок с ленточным приводом (ДГУ) были разрабо­

Известно, что нагрузка на нижнее сечение колонны штанг при работе скважинного насоса (без учета динамических и гид­ родинамических нагрузок) состоит из следующих слагаемых:

—нагрузка от веса столба жидкости, поднимаемого на повер­ хность Земли;

—силы трения в паре «плунжер — цилиндр».

То есть, для стандартного скважинного насоса типа НН или НВ эта нагрузка при ходе плунжера вверх будет выглядеть:

где F n — площадь плунжера насоса; рн —.давление над плун­ жером насоса; рв — давление под плунжером насоса; / — сила трения между плунжером и цилиндром.

Соответственно, при ходе плунжера вниз нагрузка в нижнем сечении колонны штанг станет равной:

где Др^ — перепад давления в нагнетательном клапане насоса при движении плунжера вниз.

Как видно из представленных общеизвестных формул, при­ менение стандартных скважинных насосов приводит к созда­ нию большой амплитуды нагрузок на колонну насосных штанг. Например, при значениях, наиболее характерных для эксплуа­ тации ШСНУ в Нижневартовском районе Тюменской области (напор насоса — 920 м, диаметр насоса — 44 мм) разность на­ грузок составляет 16—18 кН, однако наличие в откачиваемой жидкости механических примесей, увеличение обводненности и вязкости этой жидкости приводит к полутородвухкратному уве­ личению разности нагрузок.

Анализ существующих схем насосов [7] позволил выделить несколько наиболее перспективных именно с упомянутой точки зрения. Некоторые конструктивные схемы этих насосов пред­ ставлены на рис. 7.88 (а, б, в, г, д).

Рис. 7.88. Конструктивные схемы скважинных штанговых насосов

При работе скважинного насоса, изображенного на рис. 7.88, а, в нижнем сечении колонны штанг нагрузка при ходе плунжера вверх составит:

при обратном ходе (вниз) нагрузка будет равна:

где F2 — площадь поперечного сечения нижнего плунжера; Ft — площадь сечения верхнего плунжера; F3 — площадь попе­ речного сечения штока; р{ —давление в подъемный трубах (НКТ); р2 — давление на приеме насоса.