Сравнение характеристик насосов

Области применения насосов в зависимости от характерис­тики откачиваемой смеси приведена в табл. 2.21. Буквы П, В и Т, включенные после обозначения насоса, соответствуют следу­ющим конструктивным особенностям: П — насос с седлами кла­панов из твердых сплавов; В — то же, с пескозащитным устрой-стном и сепаратором; Т — с седлами клапанов из твердых сплавов и с полым штоком (для подъема жидкости по полым штан­гам) [13].

Таблица 2.21

Области применения штанговых насосов

Тип насоса	Содержание (г/л), не более		Вязкость (Па*с), не более
	механи­ческих примесей	свободного газа
НСН1, НСН2, НСВ1, НСВ2 НН2, НВ1, НВ2	1,3	10	0,025
НВ1П	1,3	10	0,025
НВ1И, НН2И, НСН2Т	Свыше 1,3	10	0,015
НСВГ, ННГ	1,3	10	0,1
НСВД, НВД	1,3	25	0,015
НСНА, ННА	1,3	10	0,025

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

Сравним параметры насосов. Меньшими подачами обладает НСН1, так как у него из-за штока ограничена длина холл плунжера. Вставные насосы НВ1 имеют большую подачу, но примерно в 2 раза меньшую, чем трубные насосы НН2. Достижимые 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. Вставные 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. 2.22). С другой стороны, применение вставных насосов ограничено наличием в откачиваемой жидкости механических примесей и асфальтосмолопарафинистых веществ, которые могут откладываться при откачке как в колонне НКТ, так и в самих замковых устройствах (якорях) скважинных вставных насосов. Это может при вести к осложнениям при подъеме вставного насоса — образовании песчаной или парафинистой пробки или «пыжа» и даже заклинивании насоса с последующим обрывом колонны штанг.

Таблица 2.22

Возможности применения штанговых насосов в обсадных колоннах

Тип и наибольший условный размер скважинного насоса		Диаметр обсадной колонны скважины, мм
		номинальный	наименьший внутренний
НН-70	НВ-57	140	122
НН-95	НВ-70	146	130
НН-120		168	148

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

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

Стоимость цилиндра составляет около 70 %, а стоимость плун­жера и зависимости от материального исполнения от 20 до 25 % от общей стоимости насоса. Изношенная пара не поддается ре­монту и нефтяники вынуждены списывать дорогостоящие насо­сы и закупать новые. Большие энергетические потери нефтяни­ки несут при длительной эксплуатации СШН, которые работа­ют с низким объемным КПД. Практика показывает, что серий­ные насосы сначала работают с достаточно высоким коэффици­ентом подачи, но по мере износа уплотнения коэффициент подачи падает. Когда коэффициент подачи снижается до 0,3—0,4 насос поднимают для его замены или ремонта. Спуско-подъем­ная 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 про­стоям скважин. Таким образом, применение бесконтактного щелевого уплотнения плунжерно-цилиндровой пары в серий­ных СШН создает проблемы как при их изготовлении, так и при эксплуатации, которые в конечном итоге приводят к удоро­жанию себестоимости добываемой нефти. С целью устранения вышеназванных проблем предложен новый тип уплотнения плунжерно-цилиндровой пары СШН, конструкция которого защи­щена патентами России и США [33].

Устройство относится к классу контактно-лабиринтных ме­ханических уплотнений. Оно состоит минимум из двух плаваю­щих колец, которые с помощью упругих элементов прижимают­ся одновременно к уплотняемой цилиндрической поверхности и друг к другу своими торцовыми поверхностями. Для получе­ния максимального эффекта кольца должны прижиматься к уп­лотняемой поверхности с противоположных сторон.

Первое кольцо (слева) перекрывает верхнюю половину уплотнительного зазора, при этом в нижней части зазор макси­мальный; второе кольцо перекрывает нижнюю половину зазора, при этом максимальный зазор остается вверху. Суммарная пло­щадь сечения уплотнительного зазора, образованного парой эк­сцентрично смещенных и прижатых друг к другу колец, намного меньше площади сечения зазора, образованного одним коль­цом. В начальный момент работы машины уплотнительные коль­ца контактируют с уплотняемой поверхностью по линии и жид­кость из области высокого давления движется в область низкого давления слева направо по щелевому зазору переменного сече­ния. По мере приработки трущихся уплотнительных поверхнос­тей площадь контакта увеличивается и уплотнение из контакт­но-щелевого превращается в контактное, в котором непрерыв­ный уплотнительный поясок состоит из двух смещенных сег­ментов (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 способ­ность уплотнения зависит от количества пар уплотнительных колец. В отличие от самоуплотняющихся эластомерных уплот­нений контактная нагрузка в паре трения в этом типе уплотне­ния не зависит от перепада давления и поэтому она может работать при очень высоких давлениях среды (до 50 МПа и выше) с минимальным износом. Долговечность работы уплотнения обеспечивается также за счет компенсации износа уплотнительной поверхностей. В качестве упругих элементов используется рези­новая 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 серий­ных тем, что вместо длинномерного плунжера в них использует­ся короткий поршень с механическим уплотнением. Такие на­сосы имеют обозначение соответственно НВ —2СП и НН-2СП.

Сборные поршни типа 2СП (рис. 2.86) включают в себя ме­ханическое уплотнение, состоящее из двух резиновых обойм, на эксцентричных буртах которых размещено 24 стальных уплот­нительных кольца. Обоймы вместе с кольцами монтируются на полый корпус поршня, в верхней части которого имеется пере­ходник для соединения с колонной штанг. Нижняя часть корпуса поршня на резьбе соединяется с корпу­сом шарикового клапана отечественной конструкции.

Рис. 2.86. Схема сборного поршня типа 2СП:

1 — корпус поршня; 2, 3 — кольцо соответствен­но стальное и резиновое; 4 — резиновая обойма; 5 — кольцо уплотнительное; 6 — корпус клапана; 7 — клапан типа К; 8 —опо­ра седла клапана

Наработка цилиндропоршневой груп­пы насосов с поршнями типа 2СП повы­силась для изношенных цилиндров в сред­нем на 10—20 %, а для новых цилиндров в 2—3 раза. При этом следует учесть, что при ремонте насосов с использованием сбор­ных поршней типа 2СП не требуется меха­ническая обработка цилиндра. Это дает значительный экономический эффект. Так, стоимость ремонта штангового насоса та­ким способом составляет примерно 30 % от стоимости нового насоса (замене под­лежит только плунжер и клапаны), а ре­монт с механической обработкой цилинд­ра около 85 %. Использование сборных пор­шней типа 2СП в новых цилиндрах дает гораздо больший экономический эффект за счет повышения КПД насоса и уменьше­ния спускоподъемных операций. По той же схеме может быть собран скважинный насос с длиной хода 30 м, в котором цининдр составлен из восьми стандартных цилиндров. Ввиду того, что в механическом уплотнении нет зазора между цилиндром и уплотнительными кольцами, насосы типа НН-2СП лучше рабо­тают на загрязненных жидкостях, чем серийные насосы. Ника­ких 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 каждое кольцо с одной стороны контактирует с цилиндром, а с другой стороны образует зазор, своего рода канавку, в которой собирается смазка и изношенные частички. Известно, что изнашивание пар трения в абразивной среде меньше, если одно и i тел установлено на упругом основании. Наличие упругой обоймы также дает возможность работать поршню в частично изношенном 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 значитесь но ниже, чем стоимость аналогичных серийных насосов. Во-первых, 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 цилиндра 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 мoгут быть снижены.

В плунжерном насосе механическое уплотнение, через которое проходит плунжер, установлено в неподвижном корпусе, который соединяется с колонной НКТ. Для того чтобы уменьшить длину плунжера, в корпусе устанавливается не одно, а дна или три механических уплотнения, расстояние между которыми должно быть меньше длины плунжера. В насосах с приводом oт 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 насосе отсутствует наиболее трудоемкая деталь — цилиндр. По­этому такие насосы названы бесцилиндровыми — насосы типа НСБ [33].

Секционная конструкция позволяет создавать насосы типа НСБ практически с любой длиной хода (рис. 2.87). Для длинно-ходовых установок с ленточным приводом (ДГУ) были разработаны и внедрены насосы типа НСБ45-120 и НСБ57-120 с дли­ной хода до 120 м. В колонне НКТ были установлены через каждые 5 м муфты с механическим уплотнением. Через эти муфты проходит плунжер длиной 5,2 м. Над плунжером устанавлива­ются грузовые штанги.

К основным требованиям, относящимся к разрабатываемым скважинным насосам, в первую очередь, относятся требования мо снижению амплитуды нагрузок на колонну насосных штанг, имеющей решающее влияние на долговечность многих элементов ШСНУ [7].

Как указано во всех работах, посвященных теории и практи­ки эксплуатации ШСНУ — А.С. Вирновский, B.C. Адонин,И.А. Чарный, Л.С. Лейбензон, В.М. Касья­нов, И.Т. Мищенко, К.У. Уразаков и мно­гие другие — нагрузки на штанговую колон­ну складываются из статических и дина­мических составляющих, причем, чем больше осложняющих факторов эксплуа­тации ШСНУ (таких, как кривизна сква­жины, повышенная вязкость пластовой жидкости, наличие значительного количе­ства мехпримесей и т.д.), тем больше амп­литуда нагрузок при ходе колонны штанг вверх и вниз. Эта разность обусловлена гидростатической и гидродинамической нагрузкой на плунжер скважинного насо­са и колонну штанг, силами трения в паре «плунжер — цилиндр» и между колоннами штанг и НКТ.

В связи с этим многими инженерами про­водились работы по созданию скважинных насосов, обеспечивающих минимальную раз­ность нагрузок на колонну штанг при ходе вверх и вниз.

Рис. 2.87. Схема безцилиндрового скважинного насоса типа НСБ

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

— нагрузка от веса столба жидкости, поднимаемого на повер­хность 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:

P = F_н ( p_н - p_B ) + f_тр (2.157)

F_h — площадь плунжера насоса; р_н — давление над плунжером насоса; р_в — давление под плунжером насоса; ƒ_тр — сил трения между плунжером и цилиндром.

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

(2.158)

где ∆р_кл — перепад давления в нагнетательном клапане насоса при движении плунжера вниз.

Как видно из представленных общеизвестных формул, при менее стандартных скважинных насосов приводит к созданию большой амплитуды нагрузок на колонну насосных штанг .Например, при значениях, наиболее характерных для эксплуатации ШСНУ в Нижневартовском районе Тюменской облает (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 полуторо- двухкратному увеличению разности нагрузок.

Анализ существующих схем насосов [7] позволил выделить несколько наиболее перспективных именно с упомянутой точки зрения. Некоторые конструктивные схемы этих насосов представлены на рис. 2.88 (а, б, в, г, д).

Рис. 2.88. Конструктивные схемы скважинных штанговых насосов

При работе скважинного насоса, изображенного на рис. 2.88, а, на нижнем сечении колонны штанг нагрузка при ходе плунжера вверх составит:

(2.159)

при обратном ходе (вниз) нагрузка будет равна:

(2.160)

где F₂ — площадь поперечного сечения нижнего плунжера; F₁, — площадь сечения верхнего плунжера; F₃ — площадь попе­речного сечения штока; р₁ — давление в подъемный трубах (НКТ); р₂ — давление на приеме насоса.

Для насоса, представленного на рис. 2.88, 6 величины нагрузок при ходе вверх и вниз будут определяться по следующим формулам:

(2.161)

(2.162)

Те же самые формулы можно применять для расчета нагру­зок, возникающих в нижнем сечении штанг при работе с насо­сом (рис. 2.88, в).

Несмотря на одни и те же нагрузки, характеризующие работу этих насосов, их конструктивное исполнение обуславливает раз­личные области применения. Так, насос, выполненный по схе­ме (рис. 2.88, б), наилучшим образом приспособлен для работы в скважинах большого диаметра при подвеске насоса вблизи за­боя, т.к. он имеет малый объем мертвого пространства, наличие всасывающего клапана в переводнике верхнего и нижнего ци­линдров и клапан компенсации утечек в «вакуумной» камере, соединенный с областью всасывания насоса.

Насос, выполненный по схеме (рис. 2.88, в) позволяет ис­пользовать большие (по проходному сечению) всасывающие кла­паны и присоединять к насосу хвостовики, газовые и песочные якоря, однако имеет большой объем «мертвого» пространства, а его клапан компенсации утечек в вакуумной камере соединен с областью нагнетания насоса.

«Перевернутая» схема вакуумного скважинного насоса, име­ющего больший диаметр нижней ступени (рис. 2.88, г), дает сле­дующие расчетные формулы:

(2.163)

(2.164)

Для насоса, представленного на рис. 2.88, д, при его работе характерны следующие нагрузки:

P_B=F₁ (p₁-p₂) (2.165)

P_H=( F₁-F₂)p₂ (2.167)

Для наглядности нагрузки, возникающие в нижнем сечении колонны штанг при работе различных скважинных насосов, све­дены в табл. 2.23. Как показали расчеты, оптимальными для при­менения являлись следующие конструктивные условия: услов­ные диаметры насосных ступеней — 57 и 32 мм, диаметр штока — 28 мм. При расчетах давление нагнетания принималось равным 10 МПа, давление на приеме насоса — 2 МПа.

Естественно, что подачи всех рассматриваемых насосов были приняты одинаковыми.

Таблица 2.23

Нагрузка	Значения нагрузки (кН) для насосов
	НВ 1БД1 - 32/57	1 группа	2 группа	3 группа
Р вверх	20,4	27,1	25,5	20,4
P вниз	1,5	8,4	13,1	17,5

Зависимости нагрузок, возникающих при работе скважинных штанговых насосов специальных конструкций, представлены на рис. 2.89.

Как уже указывалось, наличие коррозионно-активных веществ и механических примесей в откачиваемой пластовой жидкости приводит к быстрому выходу из строя скважинных насосов. От­казы скважинных поршневых или плунжерных насосов проис­ходят либо по причине сверхдопустимого износа рабочих орга­нов, либо из-за прихвата (заклинивания) плунжера (поршня) в цилиндре.

Рассматривая возможности устранения нежелательного воз­действия пластовой жидкости на рабочие органы скважинных насосов, было выявлено, что одним из самых перспективных видов защиты плунжерной пары является диафрагма.

Все виды диафрагм (плоские, трубчатые, гофрированные и пр.) скважинных насосов для добычи нефти при работе подвергают­ся сложной нагрузке: это и перепад давления, необходимый для совершения рабочего хода, и перепад давления, возникающий при работе клапанов (как рабочих — всасывающих и нагнета­тельных, так и переливных), и изгиб некоторых участков диаф­рагмы.

Рис. 2.89. Зависимости нагрузок на шток скважинного насоса при ходе плунжера вверх и вниз:

1 — для насоса а; 2 — для насоса б; 3 — для насоса г; 4 — для насоса д

Анализ конструктивных элементов скважинных насосных ус­тановок для добычи нефти при их эксплуатации в осложненных условиях позволил выбрать для конструирования несколько наи­более рациональных схем скважинных диафрагменных насосов.

Схемы этих насосов представлены на рис. 2.90.

Штанговый скважинный диафрагменный насос невставного исполнения с неподвижными плунжерами и подвижными ци­линдрами представлен на рис. 2.90, а.

Насос состоит из корпуса 8, в котором расположены плунжер 3 со штоком 7, цилиндр 5, всасывающий 9, нагнетательный 6, клапаны [7].

Защита зазора пары плунжер-цилиндр осуществляется путем заключения ее в замкнутый объем, заполненный жидкостью гидрозащиты. Снизу этот объем ограничен гибкой диафрагмой 7, вы­полненной в виде гофрированной трубки или баллона, сверху — телескопическими цилиндрами 2, в зазоре, между которыми нахо­дится тяжелая жидкость 4, разделяющая жидкость гидрозащиты и перекачиваемую среду. Насос имеет вставное исполнение.

При ходе плунжера 3 вниз, жидкость гидрозащиты, находя­щаяся под ним, заполняет внутреннюю полость диафрагмы 7, которая увеличивается в объеме, в результате чего открывается нагнетательный клапан 6 и откачиваемая жидкость поступает в полость выше нагнетательного клапана 6, где она занимает объем, высвобождаемый плунжером 3.

При ходе вверх, нагнетательный клапан 6 закрывается, пере­качиваемая жидкость из верней части насоса под воздействием плунжера 3 поступает на поверхность. В это же время происхо­дит забор перекачиваемой жидкости через всасывающий клапан 9 в нижнюю полость насоса, так как диафрагма 7 уменьшается в объеме.

Был также разработан насос, в котором верхняя часть плун­жера защищена при помощи гофрированной трубки, одним кон­цом прикрепляемой к штоку насоса, а другим к цилиндру. Рабо­тает этот насос аналогично описанному выше.

На рис. 2.90, б представлен насос, предназначенный преиму­щественно для беструбной эксплуатации с установкой в сква­жине на пакере.

Насос состоит из цилиндра 6 и плунжера 5 с перепускным клапаном 4 верхней ступени цилиндра 8 и плунжера 7 нижней ступени, всасывающе-нагнетательной камеры 10, в которой рас­положены всасывающий 12 и нагнетательный 9 клапаны и труб­чатая диафрагма 11, компенсационной камеры 3 с диафрагмой 2.

Рис. 2.90. Конструктивные схемы штанговых диафрагменных насосов

Объем между диафрагмами 2 и 11 заполняется маслом. Насос спускается на штангах 1. В этом насосе подвижными являются цилиндры б и 8, а плунжеры 5 и 7 неподвижны.

Насос работает следующим образом. При ходе штанг 1 вниз происходит сжатие диафрагмы 11, так как увеличивается объем между цилиндром 6 и плунжером 7, куда через отверстия в плун­жере поступает масло, а также происходит расширение диаф­рагмы 2, в результате осуществляется забор пластовой жидкости через всасывающий клапан 12 во внутреннюю полость всасывающе-нагнетательной камеры 10 и вытеснение пластовой жидко­сти, находящейся над клапанами 9, на поверхность. При ходе вниз, диафрагма 11 расширяется, пластовая жидкость, забран­ная в предыдущем цикле в камеру всасывания-нагнетания 10, поступает через клапаны 9 в кольцевой зазор между обсадной колонной и насосом, где занимает объем, освобождаемый в ре­зультате сжатия диафрагмы 2.

Кроме представленных в настоящей книге конструкций скважинных штанговых насосов имеется огромное количество тех­нических решений, направленных на решение проблемы эффек­тивной эксплуатации штанговых насосных установок в ослож­ненных условиях эксплуатации [7, 12, 17, 18, 24].

Стандартные скважинные штанговые насосы возвратно-по­ступательного действия предназначены для добычи нефти из скважин при обводненности продукции скважин до 99 %, тем­пературе до 403 К (130 °С), содержании механических примесей до 1,3 г/л, содержании H₂S и СО₂ до 200 мг/л, минерализации воды до 200 мг/л и водородном показателе рН 4,0—8,0.

Скважинные штанговые насосы следует применять для эксп­луатации скважин в умеренном и холодном климатических рай­онах по ГОСТ 16350. Категория изделий — 5 по ГОСТ 15150.

Базовые типы насосов и обозначения конструкций должны соответствовать спецификации, приведенной в табл. 2.24.

Полное описание конструкции насоса включает:

— номинальный диаметр колонны НКТ, мм;

— тип насоса с указанием типа уплотнения плунжера и фик­сирующего (якорного) устройства;

— условный диаметральный размер цилиндра насоса, мм;

— длину хода плунжера насоса в мм, уменьшенная в 100 раз;

— длину плунжера в мм, уменьшенная в 100 раз;

— группу посадки плунжера в цилиндре;

— исполнение насоса по стойкости к перекачиваемой среде.

Таблица 2.24