Нн6а НН2С

Рис. 4.22. Насосы скважинные невставные

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. В клетку всасывающего

клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными

шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса

поворотом колонны штанг на 1-2 оборота против часовой стрелки

добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам

ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. 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. 4.23) 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,

· 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.

Клапаны насосов комплектуются парой ≪ седло - шарик≫.

Скважинные насосы исполнения НВ1Б. Это насосы, по назначению, конструктивному исполнению, принципу работы аналогичны насосам исполнения НВ1С и отличаются от них только тем, что в качестве цилиндра использованы цельные цилиндры исполнения ЦБ, характеризующиеся повышенной прочностью, износостойкостью и транспортабельностью по сравнению с цилиндрами исполнения ЦС.

НВ1С, НВ1В НВ 2

Рис. 4.23. Насосы скважинные вставные

Скважинные насосы исполнения

НВ2 имеют область применения

аналогичную области

применения скважинных насосов

исполнения НВ 1, однако могут

быть спущены в скважины на

большую глубину.

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. Это обстоятельство

обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.

Цилиндры скважинных насосов выпускают в двух исполнениях:

- ЦБ - цельный (безвтулочный), толстостенный;

- ЦС - составной (втулочный).

Цилиндр (ЦС) 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:

1) легированные из стали марки 38ХМ10А,

2) стальные из стали марок 45 и 40Х,

3) чугунные марки СЧ26-48.

Легированные втулки изготавливают только тонкостенными, стальные - тонкостенные, с увеличенной толщиной стенки и толстостенные, чугунные - толстостенные.

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.

Плунжер глубинного 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 38ХМ10А. По способу уплотнения зазора цилиндр – плунжер различают:

· полностью металлические

· гуммированные плунжеры.

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

В настоящее время применяют плунжеры (рис. 4.24):

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.

Рис. 4.24. Плунжеры:

а - гладкий (исполнение Г); б - с кольцевыми канавками (исполнение К);

в - с винтовой канавкой (исполнение В);

- типа ≪ пескобрей≫ (исполнение П); д - манжетный, гуммированный плунжер;

1 - корпус плунжера; 2 - самоуплотняющееся резиновое кольцо;

3 - набухающие резиновые кольца

Использование большого количества разнообразных конструкций

плунжеров обусловлено необходимостью обеспечения при любых

условиях эксплуатации герметичности зазора, высокой долговечности

пары цилиндр - плунжер (при этом стремятся по возможности

уменьшить силы трения).

В ≪ песчаных≫ скважинах применяют плунжеры, конструкция которых

либо обеспечивает вынос абразива из зазора (рис. 4.24, б), либо

не допускают его попадания туда (рис. 4.24, в). Все эти плунжеры работают

с меньшими усилиями трения, чем манжетный гуммированный,

который применяют для откачки жидкости, не содержащей абразив.

Последний обеспечивает максимальную герметичность, но при

его работе возникают большие силы трения.

Для обеспечения высокой долговечности насоса большое значение

имеет предотвращение задиров трущихся поверхностей. Причиной

этого явления бывает как содержащийся в откачиваемой жидкости

абразив, так и появление локальных зон сухого трения пары плунжер

- цилиндр в результате разрыва в зазоре пленки откачиваемой

жидкости. Чтобы обеспечить нормальную работу пары сопряженных

деталей, применяют плунжеры с углублениями и канавками (см. рис.

4.24, б и е), либо увеличивают твердость рабочей поверхности плунжера

путем цементирования или хромирования. Хромированные

плунжеры наиболее долговечны и имеют более низкий коэффициент

трения, чем цементированные. Помимо этого, слой хрома обеспечивает

хорошую коррозионную стойкость при работе в скважинах

с высоким содержанием S02. Необходимо отметить, что хромирование

- сравнительно дорогой процесс, вследствие чего более широкое

применение имеют плунжеры не хромированные, а из углеродистой

стали, закаленные токами высокой частоты.

По величине зазора между цилиндром и плунжером насосы подразделяются на три группы:

I группа (тугая посадка плунжера) с зазором между плунжером и цилиндром 20...70 мкм, предназначена для подъема маловязкой пластовой жидкости с невысоким содержанием песка, повышенным выделением газа при больших глубинах подвески насоса;

II группа (средняя посадка) с зазором 70...120 мкм, предназначена для подъема пластовой жидкости средней вязкости с высоким содержанием газа при средних глубинах подвески;

III группа (слабая посадка) с зазором более 120 мкм, предназначена для подъема очень вязкой нефти из сильно обводненных скважин при малой глубине подвески насоса.

Клапаны глубинных скважинных насосов выполняют шариковыми, так как в условиях работы глубинных насосов они обладают наибольшей работоспособностью по сравнению с другими (коническими и плоскими) конструкциями. Большой срок их службы объясняется хорошей притиркой шарика к седлу во время работы при длительном сохранении шариком своих размеров

вследствие большой

его активной поверхности.

В зависимости от конструкции

седла шариковые

клапаны бывают с буртом и

с гладкой наружной поверхностью

(рис. 4.25). Последние

применяют, как правило,

в качестве нагнеталь-

ных клапанов.

Рис.4.25. Шариковые клапаны с буртом (а)

и гладкой наружной поверхностью {б)

Седла клапанов симметричны и при

износе одной из кромок поверхности седла

их поворачивают (переставляют) на 180°

для использования другой поверхности.

Для обеспечения герметичности

стыка шарик - седло внутренняя кромка

седла имеет фаску.

Твердость шарика всегда назначается

выше твердости седла, так как при

работе шарик должен сохранить свою

форму. Твердость шарика обычно бывает

56...70 HRc, седла 40...50 HRc.

Шарик и седло изготавливают из высокоуглеродистой

стали, а в ряде случаев

(например, в коррозионной среде) -

из бронзы.

Замковая опора предназначена для

закрепления цилиндра скважинных насосов

исполнений НВ1 и НВ2 в колонне

насосно-компрессорных труб.. Высокая

точность изготовления поверхностей деталей

опоры должна обеспечивать надежную

герметичную фиксацию цилиндра

насоса в насосно-компрессорных трубах

на заданной глубине скважины и одновременно

предотвращать искривление__

Замковая опора ОМ (рис. 4.26) состоит из переводника 1, опорного

кольца 2, пружинного якоря 3, опорной муфты 4, кожуха 5 и переводников

6.

Переводник 1 имеет на верхнем конце гладкую коническую резьбу,

при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-ком-

прессорных труб. Кольцо изготовляют из нержавеющей стали. Конической внутренней (15°) фаской оно сопрягается с ответной конической

поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметичную

посадку насоса.

Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения движущегося

вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования.

Рубашка, на нижний конец которой навинчен переводник, присоединяется

к нижней резьбе муфты и служит для предотвращения

изгиба и поперечных перемещений цилиндра при работе насоса, а также

для подвешивания труб под опору.