Оборудование и агрегаты нефтегазового производства Альметьевск 2009 Электронная библиотека а гни 2
 Скачать 3.49 Mb.
|
|
2. Скважинные штанговые насосы В настоящий период наблюдается широкой переход на использование скважинных штанговых насосов (СШН), изготовленных в соответствии с ГОСТ Р 15896 – 2002,гармонизированногосо стандартами Американского нефтяного института (АНИ) – спецификация АХ. Область применения насосов (с учетом специальных исполнений) представлена в очень широком диапазоне условий – обводнённость добываемой жидкости до 99%; - температура до 403 Ко С – минерализация воды до 200 мг/л; – содержание механических примесей в добываемой жидкости до 1,3 гл – содержание Ни СО до 200 мг/л; – концентрация ионов водорода (рН) 4,0 – 8,0. Электронная библиотека А ГНИ 60 В общем случае скважинные штанговые насосы состоят из цилиндра, плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов, узлов крепления. Несмотря на большое количество созданных разновидностей штанговых насосов различают две основные группы вставные и невставные (трубные, схожие по принципу действия, заключающегося в следующем. Приходе плунжера вверх от нижней мертвой точки (рис) в цилиндре насоса создается разрежение, в результате которого открывается всасывающий клапан, и жидкость заполняет пространство цилиндра под плунжером. Одновременно жидкость, находящаяся над плунжером, оказывает давление на нагнетательный клапан, герметизируя пространство, и вместе с плунжером перемещается вверх. ВМТ- верхняя мертвая точка НМТ – нижняя мертвая точка Рисунок 2.1 - Схема работы штангового насоса Электронная библиотека А ГНИ 61 Приходе плунжера вниз, начинающегося при достижении им верхней мертвой точки, происходит сжатие заполнившей цилиндр жидкости, закрытие всасывающего и открытие нагнетательного клапанов, и переток жидкости из под плунжера в пространство над ним. Через определенное количество циклов происходит заполнение колонны НКТ и жидкость начинает поступать в нагнетательный трубопровод. Отличием вставных насосов от невставных является их монтаж в скважине. Первый спускают в скважину в собранном виде на колонне штанги его цилиндр фиксируют на заданной глубине в специальном устройстве – замковой опоре, устанавливаемой заранее в НКТ. Во втором случае цилиндр насоса спускают в скважину на колонне НКТ, а плунжер и клапаны на штангах. Их применяют преимущественно в неглубоких скважинах с высоким дебитом, что обусловлено максимальной предельной нагрузкой на колонну НКТ. При больших глубинах подвески насоса из-за растяжения колонн насосных штанги НКТ происходит потеря рабочего хода плунжера, что снижает производительность насоса по сравнению со вставными насосами с плунжерами меньшего размера. Ограничение накладывает и то, что при каждой замене насоса необходимо извлекать всю колонну НКТ. 2.1. Невставные штанговые насосы Невставные насосы – жесткие по конструкции и простые по типу исполнения. Как правило, срок службы их больше, чем срок службы вставного насосав результате больших размеров изнашивающихся деталей. В невставных насосах цилиндр является продолжением колонны НКТ рис. Плунжер с клапанными узлами, как правило, монтируют на насосных штангах. Узел всасывающего клапана может быть в извлекаемом или неизвлекаемом исполнении. В первом случае его устанавливают в нижней части насоса при помощи байонетного соединения плунжера. Неизвлекаемый всасывающий клапан имеет большие размеры, что немаловажно при высоких дебитах. При применении неподвижно встроенного всасывающего клапана рекомендуется предусмотреть дополнительный сливной (дренажный) клапан для НКТ. Наиболее простой насос НН1 (риса) состоит из трёх основных узлов 1) цилиндра, включающего собственно цилиндр, патрубок – удлинитель и седло конуса 2) плунжера с нагнетательным клапаном 3) всасывающего клапана с захватным штоком. При нормальной работе плунжер свободно перемещается в цилиндре. При извлечении плунжера из насоса он увлекает за собой головку захватного штока и узел всасывающего клапана при этом жидкость вытекает из насоса и колонны труб в скважину, что необходимо при подъёме труб. Конструкция такого насоса позволяет периодически промывать скважину от песка приподъёмом всасывающего клапана с помощью захватного штока. Электронная библиотека А ГНИ 62 1 – цилиндр 2 – плунжер 3 – шток 4 – нагнетательный клапан 5 – всасывающий клапан 6 – шток ловителя; 7 – ловитель; 8 – захватный шток Рис. 2.2. Схемы невставных насосов типа НН1 (аи НН2(б) Электронная библиотека А ГНИ 63 Кроме того, можно заменять всасывающий клапан подъёмом колонны штанг без подъёма всего насоса. Патрубок – удлинитель обеспечивает нужную длину хода плунжера при меньшей длине цилиндра, т.к. позволяет полностью использовать длину цилиндра. Наличие промежуточного патрубка дает возможность осматривать и заменять детали всасывающего клапана без нарушения целостности цилиндра, собранного из втулок. Существенный недостаток насоса типа НН1 заключается в большом объё- ме вредного пространства, который сильно снижает коэффициент наполнения насоса даже при небольшом содержании газа в жидкости. Объём вредного пространства определяется расстоянием между нагнетательным клапаном в его крайнем нижнем положением и всасывающим клапаном. В насосе типа НН2 (рис.2.2,б) нагнетательный клапан перенесен в нижнюю часть плунжера, за счет чего объём вредного пространства в насосе снижается до минимума. Это является преимуществом данного варианта насоса, т. к. позволяет успешно применять его в скважинах с выделением газа. Основные детали и сборочные единицы насосов НН1 и НН2 унифицированы, но вместо захватного штока насоса НН1 в НН2 применено ловильное устройство. Последнее сильно усложняет захват всасывающего клапана при необходимости его приподъёма или подъёма, что является крупным недостатком насоса НН2. Возможен монтаж и спуск насосав сборе с плунжером и всасывающим клапаном на колонне НКТ с последующим автоматическим сцеплением колонны насосных штанг с плунжером при помощи автосцепов (ННА). Для этого верхний конец плунжера снабжается захватом, а внизу штанговой колонны устанавливается мерный шток со сцепом. Насосы ННА (рис) применяют для форсированного отбора пластовой жидкости, а также при пес- копроявлениях. Особенность конструктивного исполнения заключается в том, плунжер и цилиндр насоса имеют диаметр больше диаметра труб, что обеспечивает повышенную скорость подачи жидкости, препятствующей оседанию песка над плунжером. При демонтаже автосцеп разъединяют, открывают один из дренажных клапанов НКТ и извлекают плунжер вместе с цилиндром насоса по колонне НКТ. Конструкция ННА предусматривает возможность рас- соединения колонны штанг от штока насоса перед подъёмом насоса и открытие сливного клапана. Всасывающий клапан такого насоса несъёмный, поэтому насос снабжается сливным(дренажным) устройством с золотником, который при работе насоса перекрывает сливное отверстие в корпусе, а при подъёме штанг открывает его для слива жидкости в скважину. Такая схема позволяет также снизить вероятность повреждения плунжера при его спуске, что возможно в обычных невставных насосах типов НН1 и НН2. Электронная библиотека А ГНИ 64 1 – переводник штока 2 – переводник верхний 3 – сливное устройство 4 – шток 5 – контргайка 6 – цанговый захват 7 – сцепляющее устройство 8 – переводник плунжера 9 – плунжер 10 – цилиндр 11 – нагнетательный клапан 12 – всасывающий клапан 13 – пе- реводник нижний Рисунок 2.3 - Штанговый невставной насос исполнения ННА Электронная библиотека А ГНИ 65 2.2. Вставные штанговые насосы Вставные насосы выпускаются в двухосновных модификациях НВ1 и НВ2, отличающихся расположением опоры цилиндра (рис. 1 шток 2 – насосно-компрессорные трубы 3 – замок 4 – цилиндр 5 – плунжер – нагнетательный клапан 7 – всасывающий клапан Рисунок 2.4 - Схема вставных насосов типа НВ1(а) и НВ2(б) Насосы включают три основных узла 1) узел цилиндра с закрепленными в нем всасывающими клапанами и посадочным конусом 2) узел плунжера с нагнетательными клапанами 3) замковую опору. Верхнее расположение замковой опоры в насосе НВ1 (риса) придает насосу лучшую устойчивость и снижает вероятность прихвата его песком. Нижнее расположение опоры в насосах типа НВ2 (рис.2.4,б) освобождает цилиндр от циклической растягивающей нагрузки, так как масса столба Электронная библиотека А ГНИ 66 жидкости приходе штанг вниз передается на нижний конец подъемных труба цилиндр не подвергается нагрузке. Это позволяет значительно увеличить глубину подвески насоса. Применение насосов вставного типа имеет преимущества при большой глубине подвески насосав газовых скважинах. Ограничения накладывает наличие в жидкости механических примесей, асфальтосмолистопарафинистых отложений, т.к. это может привести к осложнениям при подъеме насоса вследствие образования песчаной или парафинистой пробки, вплоть до заклинивания насоса. К разновидностям насосов относятся двухплунжерные насосы типов Д и Д. Тип Д – одноступенчатый двухплунжерный насос. Тип Д – многоступенчатый двухплунжерный насос. Введение второго плунжера позволяет придать насосу новое функциональное назначение. Например, в насосе устанавливается дополнительный всасывающий клапан, что создает еще одну камеру для сжатия газированной жидкости и не позволяет газу заполнять нижний рабочий цилиндр и снижать коэффициент наполнения насоса. Данный вариант применяется для скважин с большим газовым фактором. Насос дифференциального типа с двухступенчатым цилиндром предназначен для добычи высоковязкой и высокопластичной жидкости. В этом насосе плунжеры обеих ступеней – секций соединены полым штоком. Нижняя секция меньшего диаметра) откачивает жидкость из скважины, а верхняя – силовая создает дополнительное усилие, необходимое для проталкивания плунжера вниз, те. для преодоления гидравлического сопротивления. Всасывающий клапан устанавливается внизу нижнего цилиндра, а нагнетательный – снизу плунжера. Имеются и другие варианты исполнения такого насоса. Насос Д – одноступенчатый двухплунжерный. Приходе сдвоенного плунжера вниз в зоне цилиндров, заключенной между участками плунжера, создается разрежение, за счет чего открывается нижний клапан ив эту зону поступает пластовая жидкость. Закрытый верхний клапан воспринимает давление столба жидкости и создает направленную вниз дополнительную нагрузку, способствующую преодолению гидравлических сопротивлений движению и сил трения колонны штанг. Это особенно важно при откачке высоковязкой жидкости, которая вызывает зависание штанг из-за чрезмерных сил сопротивления. Приходе вверх жидкость, заключенная в межплунжерной зоне, сжимается и вытесняется через открытый верхний клапан в НКТ. Насос Д предназначен для откачки высокогазированной жидкости. Приходе плунжеров вверх в зоне цилиндра нижнего насоса, над всасывающим клапаном, создается разряжение, за счет чего вне поступает пластовая жидкость приоткрытом всасывающем клапане. При последующем ходе плунжеров вниз жидкость из этой зоны перетекает в другую зону, расположенную между плунжерами, приоткрытом нижнем клапане клапанного блока. Межплунжерная зона по объёму меньше зоны нижнего цилиндра, поэтому газожидкостная смесь в ней будет находиться под давлением, большим давления всасывания. При сле- Э ле кт ронная библиотека А ГНИ 67 дующем ходе вверх откачиваемая смесь, повторно сжимаясь, вытесняется в колонну подъемных труб приоткрытом верхнем клапане. Таким образом, откачиваемая газожидкостная смесь, дважды сжимаясь в насосе, предотвращает блокировку насосав условиях повышенного газосодержания. 1 – сливное устройство 2 – замок 3 – полый шток 4 – цилиндр 5 – плунжер 6 – нагнетательный клапан 7 – всасывающий клапан 8 – полые штанги Рисунок 2.5. - Схема насоса с трубчатым штоком Для установок с полыми штангами применяются насосы типа Т с полым трубчатым) (рис) штоком. Такие системы используются, например, при эксплуатации скважин с повышенным содержанием песка в жидкости. Малый диаметр отверстия в полых штангах, через которые движется жидкость, Электронная библиотека А ГНИ 68 позволяет ей подниматься с повышенной скоростью, что улучшает условия выноса песка. Кроме того, песок не попадает в зазор между плунжером и цилиндром, что предотвращает заклинивание этой трущейся пары. Особенностью насоса типа Т является то, что подача жидкости осуществляется приходе плунжера вниз в отличие от обычных насосов. Насосы этого типа применяются также при беструбной эксплуатации и при одновременно раздельной эксплуатации двух- пластов через одну скважину (ОРЭ). В последнем из указанных случаев (ОРЭ) для скважинной компоновки выгодно один из двух насосов выполнять по обратной схеме, тес неподвижным плунжером и подвижным цилиндром. Плунжер закрепляется в опорной муфте на насосных трубах, а цилиндр подвешивается на штангах. Всасывающий клапан насоса монтируется в верхней части неподвижного плунжера, а нагнетательный в верхней части подвижного цилиндра, что улучшает наполнение насоса, исключает гидравлические удары, особенно при откачке вязкой жидкости. Движение цилиндра предотвращает оседание песка внизу насоса и пробко- образование в трубах. Однако применение обратной схемы не позволяет располагать всасывающий клапан на необходимой глубине под динамическим уровнем жидкости, а диаметр этого клапана получается меньше диаметра нагнетательного клапана, тогда как рациональнее обратное соотношение. В случае применения газового якоря высота расположения приемного клапана ещё увеличивается, что приводит к ухудшению условий всасывания. Наконец, в наклонных скважинах насос с подвижным цилиндром подвергается повышенному износу. Помимо различий в принципиальных схемах, насосы имеют конструктивные особенности исполнения. Так, наряду с одинарными, в насосах устанавливаются сдвоенные клапанные узлы, которые повышают надёжность насосов, особенно в скважинах с агрессивной средой. При содержании в откачиваемой жидкости механических примесей более 1,3 гл рекомендуется применять насосы в износостойком исполнении, получающие дополнительно в обозначение литеру И. Для долговечности насосов большое значение имеет характер сопряжения плунжера с цилиндром. Поэтому признаку различают насосы со щелевым уплотнением зазора между плунжером и цилиндром, когда оба элемента пары – металлические, и с упругим уплотнением зазора – с помощью эластичных элементов, располагаемых обычно на плунжере. В зависимости от назначения и области применения насосов цилиндры, плунжеры и пары шарик-седло клапанов выпускают различных конструкций, материального исполнения, с различным исполнением их рабочих поверхностей. Использование большого количества разнообразных конструкций насосов, их рабочих элементов (плунжеров, втулок клапанов) обусловлено необходимостью обеспечения любых условий эксплуатации и высокой надежности идол- говечности подземного оборудования. В рамках данной работы не рассматри- Э ле кт ронная библиотека А ГНИ 69 ваются все конструкции, поскольку они приведены в различных источниках профильного характера [1,7]. 2.3. Эксплуатация штанговых насосов Для обеспечения наиболее рациональных величин межремонтного и общего периода эксплуатации штанговых насосов выбор материального исполнения основных узлов и деталей насосов осуществляют индивидуально для каждой скважины на основе опыта эксплуатации насосов на данном месторождении. Например, манжетное крепление вставных насосов в НКТ рекомендуется применять в скважинах с большим газовым фактором, искривленных скважинах и скважинах с повышенной коррозионной активностью. Насосы вставные с верхним креплением рекомендуется использовать в скважинах со средними высоким содержание песка и газа. Рекомендуемая глубина спуска при наличии сероводорода – не болеем, при наличии двуокиси углерода – дом. В скважинах глубиной болеем данные насосы не используют. Насосы с нижним креплением рекомендуется использовать в скважинах глубиной не болеем с высоким дебитом, с низким - при глубине спуска дом. При высокой обводненности, среднем содержании газа и искривленных скважинах глубина не должна превышать м. При необходимости предотвращения отложений на внутренней поверхности цилиндра и, следовательно, заедание плунжера, используют трубные и вставные насосы с толстостенным цилиндром, укомплектованные удлинителями, позволяющими выдвигать плунжер из цилиндра вовремя откачки жидкости. Для подъёма пластовой жидкости содержащим газ нецелесообразно использовать трубный насос, т.к. из-за длины узла всасывающего клапана и ловильного устройства на плунжере образуется мертвая зона, вызывая слабую степень сжатия, что снижает эффективность откачки. Трубные насосы применяют для высокодебитных скважин небольшой глубины, поскольку подача трубного насоса, при одинаковом диаметре НКТ, больше подачи вставного насоса. Эксплуатацию штанговых скважинных насосов осуществляют по фактическому техническому состоянию. При этом контролируют работоспособность насосов, исключая отказ или наступление предельного состояния. Критерием принятия решения о ремонте и замене штангового насоса является техническое состояние(износ) пары "плунжер-цилиндр", которое оценивается значениями коэффициента подачи насоса Кпд, где д - действительная подача насоса (на устье скважины) м 3 /сут; Q T - теоретическая подача насосам сут. Электронная библиотека А ГНИ 70 Теоретическая подача - объем, описываемый плунжером насоса при условии заполнения этого объема жидкостью (без учета внутренних пере- токов в паре "поршень-цилиндр", утечек в клапане за счет запаздывания открытия и закрытия пары "шар-седло", влияния газа и т.п.). По мере эксплуатации насоса происходит естественный износ пары "плун- жер-цилиндр", который вызывает увеличение зазора между плунжером и цилиндром. Установлено, что при его увеличении в 2 раза, утечки жидкости через зазор увеличиваются враз. Соответственно снижаются контролируемые параметры насоса, свидетельствующие в данном случае об износе пары. При снижении коэффициента подачи вполовину от начального значения, насос поднимают и отправляют в ремонт. В процессе эксплуатации насосов систематически контролируют фактическую подачу, состояние подземного оборудования, положение динамического уровня жидкости в скважине. Снижение подачи более чем на одну треть от начальной или полное прекращение подачи служит основанием для проведения дополнительных исследований и мероприятий, таких как динамометрирование, промывка скважины, форсированная откачка, и др. В случае если подача не восстанавливается, производят подъем насоса из скважины, с последующей отправкой его на ремонт. Износ рабочих поверхностей плунжера, цилиндра и клапанов вызывает утечки продукции скважины и снижение подачи. На интенсивность износа, помимо сил трения, влияет концентрация содержащихся в откачиваемой жидкости мехпримесей, H 2 S, CO 2 , минерализованной воды. Песок в скважинах нередко приводит к заклиниванию плунжера в цилиндре насоса. В этом случае для предотвращения обрыва штанг поднимают насос. Контроль работы скважинных штанговых насосов осуществляют динамо- метрированием скважин, позволяющим проверить режим насосной установки и исправность штангового насоса. При этом выявляют механические неисправности отдельных узлов подземного оборудования негер- метичность приемного и нагнетательного клапанов насоса, прихват плунжера, обрыв штанг, некачественность монтажа насоса, негерметичность труби др. [14]. Динамограф это устройство, фиксирующее нагрузку на штанги и трансформирующее ее в механический, гидравлический или электрический импульс, записываемый вторичным прибором (рис. 2.6). Известны динамографы гидравлические, механические и электрические. На рис. 3.6. приведена схема гидравлического динамографа ГДМ-3. Он состоит из измерительного устройства и самописца, смонтированных водном блоке. В измерительное устройство входят два рычага и трансформатор давления (мессдоза), встроенный в верхний рычаги представляющий собой полость, заполненную жидкостью и перекрытую мембраной из тонкой листовой латуни. К нижней стороне мембраны прилегает поршень, который передает на нее усилия, возникающие при работе динамографа, и создает в полости мессдозы давление жидкости, пропорциональное приложенному усилию [ 14 ]. Электронная библиотека А ГНИ 71 1 — нить шкив 3 — винт 4 — направляющая 5 — столик самописца 6 — перо 7 -пружина 8 — капиллярная трубка 9 — поршень 10 — полость мессдозы; 11— месдоза; 12- рычаг Рисунок 2.6. - Схема динамографа ГДМ-3 Рычаги силоизмерительного устройства вставляются между траверсами канатной подвески так, что вся нагрузка, воспринимаемая верхней траверсой, передавалась на нижнюю, сжимая мессдозу 11. При этом рычаг измерительного устройства 12 нажимает на поршень 9, ив полости месдозы эти усилия преобразуются вдавление жидкости, которое через капиллярную трубку 8 воспринимается манометрической геликоидальной пружиной 7. При изменении давления жидкости пружина разворачивается и прикрепленное к ней перо 6 чертит линию нагрузки. Бланк диаграммы прикреплен к столику самописца 5. При движении динамографа вверх нить /, прикрепленная одним концом к неподвижной части устьевого оборудования, сматывается со шкива 2, заставляя его вращаться вместе с ходовым винтом 3. При этом ходовая гайка вместе со столиком движется вверх по направляющим В полости винта расположена спиральная возвратная пружина. Приходе вверх пружина заводится, приходе вниз раскручивается и возвращает столик в первоначальное положение. Таким образом, столик с бланком повторяет движение сальникового штока в определенном масштабе. Сменные шкивы позволяют записывать перемещение в масштабе Динамограмма штангового насоса представляет собой графическую запись нагрузки в виде замкнутой кривой в системе координат нагрузка Р - Электронная библиотека А ГНИ 72 перемещение полированного штока S». Размеры и форма динамограммы определяется длиной хода полированного штока и действующих на него усилий, которые, в свою очередь, зависят от глубины спуска и диаметра насоса, числа качаний и от характера нарушений в подземном оборудовании или гидростатической нагрузки на плунжер [5]. Рисунок 2.7. - Теоретическая динамограмма Теоретическая динамограмма работы штангового насоса, имеющая форму параллелограмма, получается при работе исправного насосав скважине с несжимаемой жидкостью при коэффициенте наполнения, равном единице, при отсутствии динамических нагрузок [8]. Если бы при работе штангового насоса не было упругой деформации (растяжения и сокращения) штанги труб, теоретическая динамограмма имела бы вид прямоугольника (рис. 2.7). В реальных условиях на форму динамограммы оказывают влияние инерционные силы, возникающие в системе штанги — трубы жидкость в процессе работы скважинного насоса. Процесс восприятия нагрузок штангами изображается наклонной линией АБ. Отрезок бБ соответствует в масштабе перемещений сумме деформаций штанги труб, прямая БВ - максимальной статической нагрузке в точке подвеса штанг приходе вверх. Электронная библиотека А ГНИ 73 1- 3 - нормальная работа насоса 4,5- утечки в нагнетательной части насоса 6 - не работает нагнетательная часть насоса 7- утечки в приемной части насоса 8 -не работает приемная часть насоса;9,10-одновременные утечки в приемной и нагнетательной части насоса 11, влияние газа на работу насоса 72 - срыв подачи насоса газом 14- влияние газа и утечки в приемной части насоса 15- влияние газа и утечки в нагнетательной части насоса влияние газа и запаздывание посадки нагнетательного клапана запаздывание посадки всасывающего клапана запаздывание посадки нагнетательного клапана запаздывание посадки всасывающего и нагнетательного клапанов фонтанные проявления обрыв (отворот) штанг обрыв (отворот) штангу плунжера удар штанг приходе вниз 24- удар штанг приходе вверх 25- низкая посадка плунжера пропуск жидкости в конце хода плунжера вверх износ плунжерной пары 28- всасывающий и нагнетательный клапан забиты грязью низкая посадка плунжера, загрязнение клапанов 30- заедание плунжера в нижней части насоса 31- заклинивание плунжера во вставном насосе 32- заклинивание плунжера в невставном насосе 33 -заклинивание плунжера в средней части насоса высокая посадка плунжера утечки в трубах ; 36- полный выход плунжера из цилиндра насоса Рисунок 2.8 – Фактические динамограммы Электронная библиотека А ГНИ 74 Процесс разгрузки штанг в условиях полного заполнения цилиндра несжимаемой жидкостью протекает аналогично процессу восприятия нагрузки и изображается линией ВГ, параллельной АБ. Дальнейшему движению устьевого штока вниз при постоянной нагрузке, равной весу штанг в жидкости минус силы трения, соответствует прямая ГА Действительная динамограмма работы штангового насоса отличается от теоретической в основном из-за влияния сил инерции и колебательных процессов в колонне штанг. Вследствие влияния сил инерции динамограмма оказывается повернутой на некоторый угол почасовой стрелке, а продольные колебания в колонне штанг вызывают волнообразное изменение нагрузки на устьевой шток. В процессе эксплуатации скважных штанговых насосов систематически определяют их фактическую подачу, состояние скважинного оборудования насоса, труб, штанги динамическое уровняв скважине. При работе насосной установки возникают различные неполадки, снижающие коэффициент подачи насоса. Каждому нарушению нормальной работы насоса соответствует характерная форма динамограммы. Выше на рис. приведены наиболее характерные динамограммы скважинного штангового насоса [4]. Сравнивая фактические динамограммы с эталонными, определяют различные отклонения от нормальной работы насоса и принимают решения по проведению ремонтных работ. Нагрузка в точке подвеса штанг по динамограмме определяется P max =mP 2 , P min =m P i , где масштаб усилий динамографа. Масштабом усилий называется величина нагрузки на устьевой шток, вызывающий отклонение пера самописца по вертикали на мм. Амплитуда нагрузки на один цикл A=P max - Максимальное напряжение в точке подвеса штанг ш f Р max = σ , где ш – площадь сечения полированного штока. Коэффициент подачи насоса АГ АГ ⋅ = σ η Общее удлинение насосных труби штанг под действием статической нагрузки отвеса жидкости проверяется по формуле Е L Р f f ж т ш ⋅ + = 1 1 λ , где шт площади сечений труби штанг Электронная библиотека А ГНИ 75 Р ж – вес жидкости Е - модуль упругости стали. В последнее время используют стационарные автоматизированные системы измерения нагрузки и пути, с компьютеризованной обработкой динамометрических данных, что качественно влияет на принятие решений. Рисунок. 2.9 - Элементы стационарной системы Электронная библиотека А ГНИ 76 Основные причины, влияющие на работоспособность насоса - износ плунжерной пары - гидроабразивное изнашивание клапанов - поломка стакана или клетки клапана - отворот плунжера или штока насоса - гидроабразивное изнашивание или отворот деталей плунжера - износили слом деталей замковой опоры, седла конуса - смещение втулок - забивание клапана песком, солеотложениями; - заклинивание плунжера и др. Долговечность клапанных узлов штанговых насосов в значительной степени зависит от формы активной грани седла, интенсивности вращения шарика при подъеме, высоты подъема шарика, атак же равномерности распределения скорости восходящего потока по поперечному сечению клапана. Седла клапанов выполняют симметричными и при износе одной из кромок поверхности седла их переворачивают на 180 градусов для использования другой поверхности. Ремонт штанговых скважинных насосов Восстановление штанговых скважинных насосов осуществляют в специализированных сервисных цехах. При необходимости замены изношенных уплотнительных деталей, клапанов и т.д, то выполняется текущий ремонт насоса. Если в результате осмотра устанавливается, что для ремонта насоса необходимо применение специальных приспособлений, контрольно-измерительной аппаратуры и высокой квалификации рабочих (например, освобождение заклиненного плунжера или все работы, связанные с разборкой цилиндра насоса и т.д.), то выполняют капитальный ремонт насоса. Техническую диагностику и ремонт скважинных штанговых насосов, отработавших в скважине, осуществляют в определенной технологической последовательности. Очищают наружную поверхности насоса, затем укладывают на стеллаж, извлекают плунжер, отвинчивают шток от плунжера, очищают втулки, производят мойку деталей насоса, очистку внутренней полости плунжера, притирку клапанных пар, сборку насоса (калибровку, опрессовку) Прочищают щеткой резьбу верхней муфты цилиндра и седла конуса, проверяют их состояние и состояние внутренней поверхности цилиндра, износи шероховатость поверхности. Если на резьбе концевых муфт имеются недопустимые дефекты, а износ поверхности цилиндра превышает указанный в нормативно-технической документации как допустимый, цилиндр отбраковывают. Для проверки плунжера его закрепляют за среднюю часть в тисках с медными вкладышами и вывинчивают узлы верхнего и нижнего нагнетательных клапанов. Сняв плунжер с тисков, протирают наружную и внутреннюю поверхности и проверяют наружную поверхность, прижимные торцы и резьбу Электронная библиотека А ГНИ 77 плунжера. При наличии налета ржавчины плунжер промывают керосином, насухо вытирают и проверяют поверхность. В случае значительного износа поверхности плунжера или резьбы, присутствия глубоких рисок, задиров, плунжер отправляют в брак. Подвергают проверке клапан, для чего, отвинтив клетку или корпус, извлекают шарики седло. При прихвате седла его выбивают деревянным или медным стержнем. Детали промывают в керосине, протирают, проверяют их состояние, изношенные заменяют новыми. В клапанных узлах пара шарик-седло ремонту не подлежат, их меняют на новые, причем только в комплекте. Герметичность клапанов проверяется вакуум-прибором рис, состоящем из гофрированных 9 и стеклянной 6 со шкалой трубок, соединённых с патроном 5, в котором при помощи гайки 4, зажимается седло клапана 3. В стеклянную и гофрированную трубки наливают окрашенную хромпиком воду так, чтобы гофрированная трубка была ею заполнена. Гофрированная трубка закрыта колпаком 8 и сообщена с кнопкой 7. Процесс осуществляют следующим образом. Поворачивают гайку 4 наполовину оборота и, вставив седло испытуемой пары через боковой вырез, зажимают его в патроне 5. Резиновая прокладка 1, помещенная между основанием патрона 5 и торцом седла 3, создает достаточное уплотнение, устраняющее возможность утечки через этот узел. 1 - резиновая прокладка, 2- шарик, 3- седло клапана, 4- гайка, 5 - патрон, 6- стеклянная трубка, 7- кнопка, 8- колпак, 9 - гофрированная трубка |