Какому значению соответствует зазор между плунжером и цилиндром насоса группы посадки fit 2

Обновлено: 20.07.2024

Нормальное техническое состояние дизеля обеспечивает надежную его работу, получение номинальной мощности на протяжении всего периода эксплуатации между ремонтами, безаварийную работу дизеля в сложных навигационных условиях.

Нормальное техническое состояние дизеля обеспечивается грамотной эксплуатацией и своевременной регулировкой, выполнением требований ПТЭ, инструкций завода-строителя.

Ниже приводятся основные общие положения для всех дизелей по контролю за техническим состоянием. Эти операции осуществляются периодически вовремя эксплуатации, а также во время ремонта дизеля.

Исходными положениями для регулировки органов распределения дизеля являются верхнее и нижнее крайние положения деталей движения, которые соответственно называются верхними или нижними мертвыми точками.

Обычно на обод маховика, закрепленный на коленчатом валу, наносят специальные риски, совмещение которых со специальной стрелкой-указателем, закрепленной к неподвижной детали дизеля (кожух маховика, станина), соответствует установке мотыля данного цилиндра в в. м. т.

В обе стороны от риски, а иногда по всему ободу маховика имеется градуировка для регулирования газо-, топливо-, и воздухораспределения.

Для определения верхних и нижних крайних положений у крейцкопфных дизелей на ползунах и параллелях имеются специальные риски, совмещение которых указывает на крайнее положение деталей движения нужного цилиндра, однако если достоверность установки деталей движения в мертвых точках вызывает сомнение, есть несколько способов их установки в в. м. т. и н. м. т. без специальной градуировки и разметки.

Для определения в. м. т. у крейцкопфного дизеля проворачивают коленчатый вал в сторону вращения и, не доводя кривошип на 20 30° до в. м. т., наносят риски (рис. 168):

в любом месте на ползуне;
на параллелях против первой метки;
на валу в любом месте;
напротив третьей метки на вкладыше подшипника.

Затем проворачивают коленчатый вал в сторону вращения до совпадения риски первой с меткой 2 (положение Б) и наносят риску 5 на вкладыше подшипника напротив передвинувшейся метки 3 на валу.

Измерив расстояние между рисками 4 и 5, делят его пополам и наносят на вкладыши подшипника метку 6. Проворачивая коленчатый вал до совпадения риски 3 с меткой 6, устанавливают детали движения в в. м. т.

Для определения мертвых точек у тронкового двигателя снимают форсунку, в отверстие вставляют стержень, который упирается в днище поршня и перемещается вместе с ним, выполняя роль ползуна, а вместо нанесения рисок на параллели на крышке цилиндра устанавливают жесткий указатель. Остальное в определении мертвых точек остается таким же, как и для крейцкопфного дизеля.

Во время эксплуатации дизеля, по мере износа шеек вала и их подшипников, износа поршневого пальца и его подшипников или цапф и головного подшипника для крейцкопфных дизелей, наблюдается некоторая просадка деталей движения и увеличение высоты камеры сжатия, что вызывает уменьшение степени сжатия и ухудшение некоторых характеристик дизеля:

а) ухудшается пуск дизеля из-за уменьшения температуры в конце сжатия;
б) увеличивается период задержки самовоспламенения топлива, что приводит к быстрому нарастанию давления в цилиндре при горении топлива;
в) уменьшается к. п. д. цикла.

Нежелательно также уменьшение объема камеры сжатия и увеличение степени сжатия во время ремонта дизеля и замены некоторых деталей двигателя (поршня, шатуна, штока).

Увеличение степени сжатия хотя и увеличивает несколько к. п. д. цикла, однако приводит к росту максимального давления цикла и увеличению механических нагрузок на детали дизеля.

Критерием для оценки объема камеры сжатия служит обычно линейная величина, определяющая высоту камеры сжатия. Высота камеры сжатия указывается в инструкции завода-строителя.

Высоту камеры сжатия определяют следующим образом: на головку поршня, когда он не дошел по углу поворота мотыля на 20—30° до в. м. т,, укладывают свинцовую выжимку, затем проворачивают коленчатый вал так, чтобы поршень прошел в. м. т. Эту операцию проделывают дважды. Среднеарифметическое значение толщины двух выжимок и составляет высоту камеры сжатия.

Высоту камеры сжатия можно также определить установкой поршня в в. м. т. одним из указанных способов и замером расстояния (через форсуночное отверстие) от днища поршня до днища цилиндровой крышки. Однако, иногда, особенно после замены некоторых деталей, вмонтированных в цилиндровую крышку (клапаны выпускной, впускной, пусковой, форсунка), и изменения конфигурации камеры сго-рания линейная величина высоты камеры сжатия может не дать точ¬ного ее объема. В таких случаях для точного определения объема камеры сжатия необходимо снять цилиндровую крышку, установить поршень в в. м. т., заполнить солидолом зазор между втулкой и головкой поршня, установить крышку на место и залить камеру сжатия до нижнего форсуночного отверстия смесью 50% масла и 50% керосина.

Правильность установки деталей газораспределения (шестерни привода, распределительный вал, толкатели, штанги, рычаги, клапаны) обеспечивается фиксацией шестерен привода на коленчатом и распределительном валах, фиксацией распределительных шайб и установкой зазора между рычагами и клапанами, между кулачными шайбами и толкателями.

При правильной установке деталей газораспределения фазы газораспределения (моменты открытия и закрытия впускных и выпускных клапанов относительно мотыля коленчатого вала) точно соответствуют круговой диаграмме фаз газораспределения, составленной заводом-строителем.

Обычно маловероятно нарушение фаз газораспределения во время эксплуатации дизеля, так как все детали привода зафиксированы и отмечены специальными метками. Нарушение газораспределения может произойти после разборки деталей газораспределения во время ремонтов и особенно при замене приводных шестерен.

Установка кулачных шайб обеспечивается плотной посадкой их на распределительный вал на шпонках и фиксацией специальным штифтом, концы которого слегка заклепывают.

Для обеспечения плотной посадки клапана в гнездо при монтаже деталей газораспределения между рычагом и штоком клапана устанавливают тепловой зазор для свободного удлинения клапана. Обычно величина зазора для выпускного клапана несколько больше, чем для впускного, так как первый нагревается больше. Во время эксплуатации дизеля тепловые зазоры периодически проверяют и регулируют, заворачивая или отворачивая ударный болт на рычаге или изменяя длину штанги толкателя.

Во время эксплуатации двигателя возможна разрегулировка деталей воздухораспределения, что может ухудшить пуск дизеля или даже сделать его невозможным.

Проверку и регулировку воздухораспределения с механическим приводом пусковых клапанов осуществляют так же, как газораспределение. У дизелей с золотниковым воздухораспределением и управляемыми пусковыми клапанами устанавливают коленчатый вал в положение, соответствующее началу открытия воздухораспределительного золотника, при этом кулачная шайба должна набегать на ролик толкателя распределительного золотника, что будет соответствовать началу подачи воздуха на управление пусковым клапаном цилиндра.

При дисковом воздухораспределении коленчатый вал устанавливают в положение, соответствующее началу открытия пускового клапана, при этом отверстие, через которое воздух подается на управление пусковым клапаном нужного цилиндра, должно начинать открываться. Обычно, как и при проверке газораспределения, ограничиваются контролем правильности воздухораспределения первого цилиндра для пуска дизеля на передний ход.

От качественной работы топливной аппаратуры зависит получение номинальной мощности и равномерное распределение ее по цилиндрам дизеля, минимальный износ цилиндро-поршневой группы, надежная работа и долговечность дизеля.

В судовых условиях с целью контроля за техническим состоянием и работой топливной аппаратуры периодически проверяют: нулевую подачу топливных насосов; равномерность подачи топлива по отдельным цилиндрам; угол опережения подачи топлива в цилиндр относительно мотыля коленчатого вала; плотность (степень износа) плунжерных пар; плотность посадки иглы и качества распыла и регулировку давления открытия (подъема) иглы форсунки.

Для проверки и установки нулевой подачи, а также для проведения других контрольных операций с топливной аппаратурой применяется специальный прибор — менископ.

Осуществляют при помощи менископа с мерной стеклянной трубкой или контрольной подачей топлива в мензурку. Для этого отсоединяют форсуночную трубку от форсунки, устанавливают рукоятку управления топливным насосом на номинальную подачу, прокачивают топливный насос один раз, направляя струю топлива в мензурку. Проведя эту операцию со всеми насосами, определяют равномерность подачи топлива в каждый цилиндр. В случае нарушения подачи, разворачивая плунжер относительно втулки (у золотниковых насосов) или меняя длину промежуточных толкателей привода отсекательных клапанов, устанавливают номинальную подачу топлива.

Угол опережения подачи топлива в цилиндр устанавливается заводом-строителем. Угол опережения устанавливается с учетом быстроходности и частоты вращения дизеля, сорта топлива и его цетанового числа.

Изменение угла опережения отрицательно сказывается на работе дизеля. В случае увеличения угла опережения и ранней подачи топлива в цилиндр происходит быстрое нарастание давления в цилиндре до прихода поршня в в. м. т., появляется детонация, что отрицательно сказывается на работе подвижных деталей и сочлененных узлов дизеля.

Уменьшение угла опережения также нежелательно, так как поздняя подача топлива в цилиндр приводит к тому, что топливо догорает во время расширения газов в цилиндрах, что ухудшает качество горения, способствует нагарообразованию и даже выбросу части топлива в выхлопной коллектор.

Для контроля угла опережения можно использовать менископ. Перед контролем рукоятку топливных насосов устанавливают на номинальную подачу и разворачивают коленчатый вал валоповоротным устройством, подводят мотыль проверяемого цилиндра к положению, близкому к началу подачи топлива, в момент страгивания мениска в менископе прекращают дальнейшее проворачивание коленчатого вала и по градуировке на маховике определяют угол опережения подачи топлива в цилиндр.

Угол опережения подачи топлива можно определить, и не прибегая к помощи менископа. Для топливных насосов с регулировкой количества подаваемого топлива по концу подачи угол опережения можно определить фиксацией начала набегания кулачной шайбы на ролик толкателя плунжера насоса.

Для топливных насосов с регулировкой по началу подачи, а также для насосов, у которых регулируется и начало и конец, угол опережения определяют фиксацией момента закрытия отсечного клапана.

У золотниковых топливных насосов с регулировкой по концу по¬дачи подача топлива будет осуществляться с момента начала набега¬ния кулачной шайбы на ролик толкателя.

Степень износа плунжерных пар можно проверить при постоянном давлении, для чего плунжерную пару устанавливают на специальный стенд (рис. 170, а).

Заполнив подплунжерное пространство топливом, нагружают плунжер контрольным грузом и одновременно включают секундомер. Время утечки топлива между плунжером и втулкой сравнивают с рекомендуемым: если время сокращается ниже допустимого, плунжерную пару заменяют.

Испытание при переменном давлении осуществляют на стенде (рис. 170, б). Нагнетая давление в плунжерную пару до величины, рекомендованной заводом-строителем, фиксируют время его падения примерно на 100—200 бар и сравнивают с контрольным. Если это время неизвестно, его можно определить, испытав новую плунжерную пару.

Основными неисправностями в работе форсунок могут быть засорение сопловых отверстий, заедание форсунки, подтекание топлива в результате неплотной посадки иглы в гнездо, пропуск топлива между иглой и ее направляющей, появление трещин в направляющей втулке, попадание топлива в полость охлаждения.

Для предупреждения неисправностей необходимо периодически проводить профилактические осмотры, контрольные проверки и ремонт форсунок; главные мероприятия: притирка иглы по седлу, очистка сопловых отверстий, поверка плотности соприкасающихся поверхностей, установка давления открытия иглы.

Во всех случаях форсунку необходимо разобрать, промыть в керосине или дизельном топливе.

Притирку иглы по гнезду осуществляют на тонкой притирочной пасте с последующей промывкой; в случае появления на игле глубокого пояска его необходимо снять на шлифовальном станке с последующей притиркой по гнезду.

Контроль плотности форсунки, а также регулировку давления подъема иглы осуществляют при помощи специального пресса (рис. 170, в). Пресс состоит из одноплунжерного насоса 2, напорного бака 4, манометра 3, штатива 5, топливосборника 6. Насос приводится в действие рычагом 1. После притирки сопрягаемых деталей и сборки форсунку устанавливают в штатив и соединяют с одноплунжерным насосом.

Затянув пружину форсунки на давление, несколько превышающее давление подъема иглы, топливом заполняют трубку и форсунку и создают давление, предусмотренное инструкцией заводастроителя.

Качество притирки определяют состоянием сопла: при качественной притирке сопло должно быть сухим. Если при этом зазор между иглой и иглодержателем не достиг критических значений, то давление в системе будет падать постепенно, за время, определенное инструкцией.

В случае быстрого падения давления иглодержатель вместе с иглой заменяют. Дальше переходят к регулировке давления открытия иглы, для чего в системе снова создают давление, превышающее давление открытия, затем постепенно уменьшают натяг пружины форсунки так, чтобы игла поднималась при нужном давлении.

В результате разрегулировки топливной аппаратуры и нарушения дозировки подаваемого в цилиндры топлива, а также изменения объема камеры сжатия и ухудшения состояния компрессионных колец двигатель может создавать номинальную мощность за счет недогрузки одних цилиндров и перегрузки других. Такое явление может привести к появлению серьезных неисправностей в перегруженных цилиндрах; к появлению трещин в цилиндровой крышке, цилиндровой втулке и в поршне; к интенсивному нагарообразованию в результате некачественного сгорания топлива из-за понижения коэффициента избытка воздуха и износу цилиндропоршневой группы.

Неравномерное распределение нагрузки по цилиндрам вызывает неравномерный износ мотылевых и рамовых подшипников и искривление линии коленчатого вала.

Простейший контроль за распределением нагрузки по цилиндрам можно осуществить по температуре отходящих газов и температуре охлаждающей воды, выходящей из за- рубашечного пространства цилиндра, и по температурам воды или масла, выходящих из поршня. Более точное распределение мощности по цилиндрам можно определить, сняв и обработав индикаторные диаграммы.

Допускаемые отклонения в распределении мощности не должны превышать среднего значения более чем на 2,5%. Если отклонения выше этих значений, необходимо регулировать топливную аппаратуру, определять высоту и объем камеры сжатия, давление конца сжатия, состояние компрессионных колец цилиндров. В случае выхода из строя одного из цилиндров и невозможности устранения неисправности допускается работа дизеля на остальных цилиндрах, однако мощность дизеля должна быть уменьшена так, чтобы параметры отдельных цилиндров не превышали номинальных значений.

Использование в области нефтедобычи, в частности в скважинных штанговых глубинных насосах для откачки жидкостей с большим содержанием абразивных примесей из скважин значительной криволинейности. Скважинный штанговый насос содержит цилиндр и расположенный подвижно в нем плунжер, в котором лазерной установкой просверлено расчетное количество отверстий, сообщающих полость плунжера с зазором между цилиндром и плунжером. Площадь всех отверстий превышает площадь кольцевого зазора между стенками плунжера и цилиндра на 25-30%. Расположенный в полом плунжере винтообразный скребок очищает просверленные отверстия от крупных частиц. Значительно повышается срок службы насоса за счет уменьшения износа. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к конструкциям штанговых глубинных насосов (ШГН) для добычи нефти из скважин.

В настоящее время в эксплуатации находится 4 типа вставных насосов и 3 типа трубных, в основном различающихся по производительности. Все основные производители ШГН изготавливают насосы в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (API) - специализация 11АХ.

Одним из главных причин выхода из строя глубинного штангового насоса является износ насоса, в частности пары цилиндр-плунжер. От степени износа насоса зависит также его производительность. Уже через 100 суток с начала эксплуатации производительность насосов падает на 10-20%.

Причина износа пары цилиндр-плунжер - наличие в добываемой жидкости песка и воды. С увеличением времени эксплуатации месторождений обводненность скважин растет, т.к. основная технология разработки и эксплуатации нефтяных месторождений предусматривает воздействие на нефтяной пласт системы поддержания пластового давления, закачки в нагнетательные скважины высокоминерализованной воды из системы замкнутого оборотного водоснабжения. На практике процент обводненности достигает 98%. Поэтому тенденция увеличения износа пары цилиндр-плунжер штангового глубинного насоса из-за обводненности скважин и снижения межремонтного периода (МРП) насосов и скважин будет устойчивой.

Серьезной причиной износа насосов является и песок, для улавливания песка и различных механических примесей предусмотрены установки в скважине различных типов газопесочных якорей (ГПЯ), которые значительно улучшает показатели эксплуатации насосов.

Начавшийся процесс абразивного износа - это проникновение в зазор между цилиндром и плунжером песка, воды и других механических примесей и образование за счет этого сверхнормативного перетока добываемой жидкости через зону трения и дальнейшее увеличение износа, вследствие этого - выход насоса из строя. При соблюдении всех технологических стандартов при изготовлении насоса подразумевается, что значение коэффициента местного сопротивления зазора пары цилиндр-плунжер достаточно, чтобы давление в зоне контакта цилиндр-плунжер сверху и снизу было незначительным и обеспечивало утечки жидкости через зазор при первой, второй группе посадки 1-2% от объема перекачиваемой жидкости.

Но технологией изготовления насосов предусматривается для каждой группы посадок Fit1. Fit5 с номинальными зазорами от 0,025-0,125 мм превышение предельного отклонения на 0,063 мм.

Это значительное отклонение вместе с номинальным зазором в отдельные моменты работы насоса позволяет проникать значительно большему количеству добываемой жидкости, чем регламентировано технологическими условиями эксплуатации штанговых глубинных насосов, а большая величина зазора между стенками цилиндра и плунжера уже не является препятствием для проникновения все больших частиц мелкодисперсного песка. На практике это особенно проявляется во время эксплуатации ремонтных штанговых глубинных насосов в скважинах, межремонтный период которых в 2-2,5 раза ниже скважин, где спущены новые насосы.

При движении плунжера вверх давление в верхней части плунжера достигает свыше 100 кг с/см 2 . Но отсутствие сверхнормативного перетока жидкости даст основание говорить о лишь незначительном повышении давления в верхней части зазора между цилиндром и плунжером. Но даже это незначительное увеличение давления во время хода плунжера позволяет проникать в зазор крупных размеров зерен песка и вызывать постепенный износ насоса, который в дальнейшем увеличивается.

Другой важной причиной повышенного износа пары цилиндр-плунжер является невозможность существующей конструкции насоса центровки плунжера относительно цилиндра из-за кривизны ствола скважины. Впоследствии этого во время эксплуатации насоса нормативный зазор не будет выдерживаться, и даже незначительные по размеру зерен частицы песка и других механических примесей будут вызывать интенсивный износ.

Гранулометрический состав горных пород нефтесодержащих пластов в основном распределен следующим образом: размеры зерен от 80 мкм до 150 мкм до 75-80%, 80 мкм и менее - 10% (В.М.Муравьев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин." Недра, стр.30-32). Более детальные исследования гранулометрического состава пород коллектора в терригенных отложениях, в частности горизонта Д1 месторождений Урала-Поволжья определили размеры зерен так: 60-140 мкм - до 87-92%, частицы мелко-алевролитовые 10-50 мкм - от 6 до 10%, и перлитовые - менее 10 мкм - до 2-3%. Следовательно: размеры зерен наиболее вызывающие износ, от 80 до 150 мкм. Их содержание доходит до 90%.

Имеются различные типы плунжеров для защиты от песка и возникающего при этом износа пары цилиндр-плунжер. Это плунжеры с канавками по внешней поверхности, плунжеры типа "пескобрей", плунжеры разъемно-поворотного типа для компенсирования износа цилиндров (В.М.Муравьев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин". Недра, стр.207-209). Предпринимались и попытки смазывания трущихся поверхностей маслом из небольшой емкости, размещенной в плунжере.

Известен скважинный штанговый насос, содержащий дополнительный поршневой насос, установленный в зоне нагнетания штангового глубинного насоса, при этом всасывающая полость поршневого насоса снабжена фильтром - влагоотделителем, а нагнетательная полость соединена через полый шток штангового глубинного насоса с зазором между стенками цилиндра и плунжера. При работе поршневого насоса поток очищенной смазочной жидкости истекает по зазору цилиндр-плунжер по короткому пути вверх в надплунжерную зону высокого давления, и по длинному пути вниз - в подплунжерную зону пониженного давления (а.с. RU 2140571 С1, 27.10.1999).

Недостатком этой конструкции является сложность ее изготовления и короткий срок эксплуатации из-за забивания фильтров.

Наиболее близким техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр и установленный в нем с образованием кольцевого зазора полый плунжер, всасывающий и нагнетательный клапаны, в теле плунжера выполнены отверстия для соединения полости внутри плунжера и, соответственно, зоны нагнетания насоса с зазором между стенками цилиндра и плунжером прототипа является скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр и установленный в нем с образованием кольцевого зазора полый плунжер, всасывающий и нагнетательный клапаны, в теле плунжера выполнены отверстия для соединения полости внутри плунжера и, соответственно, зоны нагнетания насоса с зазором между стенками цилиндра и плунжером (SU 1474325 А1, 23.04.1989).

Технической задачей, поставленной в настоящем изобретении, является повышение срока службы штангового насоса за счет изменения схемы смазки плунжерной пары, фильтрации откачиваемой жидкости и центровки плунжера относительно цилиндра.

Поставленная задача решается за счет того, что в скважинном штанговом насосе, содержащем цилиндр и установленный в нем с образованием кольцевого зазора полый плунжер, всасывающий и нагнетательный клапаны, в теле плунжера выполнены отверстия для соединения полости внутри плунжера и, соответственно, зоны нагнетания насоса с зазором между стенками цилиндра и плунжером, площадь всех отверстий превышает площадь кольцевого зазора между стенками плунжера и цилиндра, а в полости плунжера установлен винтообразный скребок, при этом превышение площади всех отверстий относительно площади кольцевого зазора между стенками плунжера и цилиндра составляет 25-30%.

Изобретение представлено на чертеже.

В цилиндре 1 установлен полый плунжер 2, в стенке которого выполнены сквозные симметрично расположенные отверстия 3, выполненные в виде прорезей. Суммарная площадь отверстий превышает площадь зазора между цилиндром и плунжером на 25-30%. Внутри плунжера расположен винтообразный скребок 4.

Так как давление в зоне нагнетания и давление внутри плунжера одинаковы, а коэффициенты местных гидравлических сопротивлений кольцевого зазора между стенками плунжера-цилиндра и отверстий, просверленных в теле плунжера, равны, то для выполнения условия превышения давления в зазоре необходимо превышение площади всех отверстий в теле плунжера по сравнению с площадью кольцевого зазора между стенками плунжера и цилиндра на 25-30%.

Так как трудно выполнить значительное количество сквозных отверстий в плунжере, отверстия в верхней части плунжера выполняются в виде симметрично расположенных узких прорезей шириной 60 мкм или комбнацией прорезей и круглых отверстий диаметром 60 мкм, при этом прорези или отверстия выполнены направлением в сторону откачиваемой жидкости.

При этой конструкции отфильтрованный поток жидкости, выполняющий роль смазки, меняет свое направление от зоны нагнетания в зону отбора жидкости на направление от внутренней полости плунжера через систему отверстий в теле плунжера в зазор между стенками цилиндра-плунжера и истекает по зазору цилиндр-плунжер вверх в зону нагнетания и вниз в зону отбора жидкости. Этим создается гидравлический затвор, препятствующий проникновению крупных зерен частиц песка, вызывающих износ, а возникающий при этом эффект центровки плунжера относительно цилиндра препятствует износу и заклиниванию.

Для упрочнения металла внутренняя полость плунжера подвергается полированию и азотированию.

Для увеличения срока действия плунжера 2 в полированной и азотируемой полости устанавливается винтообразный скребок 4. Зазор между ним и внутренней поверхностью плунжера не более 50 мкм. При движении плунжера вниз поток перекачиваемой жидкости из зоны отбора увлекает скребок вверх, при движении плунжера вверх скребок увлекается вниз, тем самым очищая отверстия в теле плунжера от крупных зерен песка.

По истечении определенного времени эксплуатации, по мере засорения отверстий в теле плунжера давление из зоны нагнетания начинает превышать давление, создаваемое через систему отверстий в теле плунжера, и насос начинает работать по традиционной схеме смазки.

Описываемый способ защиты насоса требует минимальных затрат, не влияет на технико-экономические показатели работы насоса, не ведет к увеличению потребления энергии, не ухудшает механические прочностные характеристики деталей насоса и ведет к значительному увеличению срока эксплуатации насоса.

Способ применим во всех типах применяемых штанговых глубинных насосов.

Скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр и установленный в нем с образованием кольцевого зазора полый плунжер, в теле плунжера выполнены отверстия для соединения полости внутри плунжера и соответственно зоны нагнетания насоса с зазором между стенками цилиндра и плунжером, отличающийся тем, что площадь всех отверстий превышает площадь кольцевого зазора между стенками плунжера и цилиндра, а в полости плунжера установлен винтообразный скребок, при этом превышение площади всех отверстий относительно площади кольцевого зазора между стенками плунжера и цилиндра составляет 25-30%.

Скважинные насосы представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами; спускаются в скважину на колонне насосно-компрессорных труб и насосных штанг.

Скважинные насосы изготовляются следующих типов:

Н В 1 — вставные с замком наверху; Н В2 — вставные с замком внизу; Н Н — невставные без ловителя; и Н Н 1 — невставные с захватным штоком; 9 Н Н 2 — невставные с ловителем.

Д1 — одноступенчатые, двухплунжерные , обеспечивающие создание гидравлического тяжелого низа; Д2 — двухступенчатые, двух-плунжерные , обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости (насосы, кроме исполнений Д1 и Д2— одноступенчатые, одноплунжерные); по стойкости к среде: без обозначения — стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л (нормальные); И — стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л ( абразивостойкие ).

Вставные скважинные насосы закрепляются в насосно-компрессорных трубах на замковой опоре типа ОМ, в условное обозначение которой входит тип опоры; условный размер опоры; номер отраслевого стандарта.

Цилиндры насосов выпускают в двух исполнениях:

П1Х — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;

П1И — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;

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

Скважинные насосы исполнения НВ1С (рис. 13) предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа на приеме насоса не более 10%.

Скважинный насос спускается на колонне насосных штанг в колонну насосно-компрессорных труб и закрепляется в опоре. Принцип работы насоса заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разряжение, за счет чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, за счет чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на поверхность.

Скважинные насосы исполнения НВ1Б. Эти 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.

Скважинные насосы исполнения НВ1Б предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей более 1,6 г/л и свободного газа на приеме насоса до 10 %.

Конструктивно скважинный насос НВ1Б. И аналогичен насосу исполнения НВ1Б, однако он комплектуется одинарными клапанными узлами исполнения КИ с седлами клапанов исполнения КИ и плунжером исполнения П1 И.

Конструктивно насос состоит из цельного цилиндра исполнения ЦБ на нижний конец которого навинчен одинарный всасывающий клапанный узел, а на верхний конец-замок. Внутри цилиндра подвижно расположен плунжер на нижний конец которого навинчен нагнетательный клапан. На плунжер сверху через переводник навинчен полый шток со сливным устройством, имеющим на верхнем конце резьбу для присоединения к колонне полых штанг.

Сливное устройство, взаимодействуя с замком, обеспечивает слив жидкости из внутренней полости полых штанг при демонтаже скважинного насоса.

Скважинные насосы исполнения НВ1БД2-38/57 применяются для откачивания из скважин жидкости с содержанием свободного газа у приема насоса до 25 % и механических примесей до 1,3 г/л.

Конструкция насоса исполнения НВ1БД2 полностью идентична насосам НВ1 БД 1-38/57 с той лишь разницей, что цилиндр нижнего насоса снабжен всасывающим клапаном исполнения ClK - dB .

Принцип работы насоса по откачиванию высокогазированной жидкости заключается в следующем. При ходе плунжеров вверх в зоне цилиндра нижнего насоса, расположенной над всасывающим клапаном создается разряжение, за счет чего в нее поступает газированная пластовая жидкость при открытом всасывающем клапане. При последующем ходе плунжеров вниз газированная жидкость из этой зоны, сжимаясь, перетекает в зону, расположенную между плунжерами при открытом нижнем клапане блока клапанного. Ввиду того, что межплунжерная зона по объему 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 подъемных труб при открытом верхнем клапане блока клапанного.

Таким образом, откачиваемая жидкость, дважды сжимаясь в насосе, предотвращает его блокировку при большом газосодержании .

Скважинные насосы исполнения НВ2Б (рис. 14) имеют область применения, аналогичную области применения скважинных насосов исполнения НВ1Б, однако могут быть спущены в скважины на большую глубину.

Конструктивно скважинные насосы состоят из цельного цилиндра исполнения ЦБ 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.

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.

Скважинный насос исполнения ННБА предназначен для форсированного отбора из нефтяных скважин маловязкой жидкости, содержащей механические примеси до 1,3 г/л и свободного газа на приеме насоса до 10 % по объему.

Скважинный насос исполнения ННБА состоит из цельного цилиндра исполнения ЦБ, на нижний конец которого навинчен всасывающий клапан, а на верхний — сливное устройство.

Принцип работы насоса исполнения ННБА аналогичен работе насосов исполнения НВ1С. Однако в отличие от насосов исполнения НВ1С в скважину на колонне подъемных труб спускается насос исполнения ННБА в сборе с отцепленным от сцепляющего устройства цанговым захватом со штоком. При последующем спуске цангового захвата со штоком на конце колонны штанг захват автоматически сцепляется со сцепляющим устройством. При подъеме штанг цанговый захват отцепляется от сцепляющего устройства, а окна сливного устройства открываются, обеспечивая слив жидкости из полости насосно-компрессорных труб.

Скважинные насосы исполнения НН1С (рис. 15) предназначены для откачивания из малодебитных, относительно неглубоких скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа до 10 % по объему.

Конструктивно скважинные насосы состоят из составного цилиндра исполнения ЦС с седлом конуса на нижнем конце,

в конусной расточке которого размещен всасывающий клапан. Внутри цилиндра подвижно расположен плунжер исполнения П1Х с навинченным на нижний конец наконечником, а на верхний конец — нагнетательным клапаном.

Насосы диаметром 29, 32 и 44 мм снабжены штоком для соединения колонны насосных штанг с плунжером, а у насосов диаметром 57 мм плунжер привинчивается к насосным штангам резьбой на нагнетательном клапане.

Принцип работы насоса исполнения НН1С аналогичен принципу работы насосов НВ1С, однако цилиндр насоса НН1С спускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер с клапанами — на колонне насосных штанг.

При подъеме штанг головка захватного штока упирается в наконечник плунжера и обеспечивает извлечение соединенного с ним всасывающего клапана для слива из колонны насосно-компрессорных труб.

Скважинные насосы исполнения НН2С имеют область применения, аналогичную области применения скважинных насосов исполнения НВ1С.

Конструктивно скважинные насосы исполнения НН2С состоят из составного цилиндра исполнения ЦС с седлом конуса на нижнем конце, в конусной расточке которого размещен всасывающий клапан.

Внутри цилиндра подвижно расположен плунжер исполнения П2Х с нагнетательным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем конце. Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насосы диаметрами 32 и 44 мм снабжены штоком, а у насосов диаметрами 57,7 и 95 мм плунжер привинчивается к насосным штангам резьбой на клетке плунжера.

Принцип работы скважинных насосов исполнения НН2С аналогичен принципу работы насоса НН1С, однако для извлечения всасывающего клапана необходимо плунжер в крайнем нижнем положении повернуть при помощи колонны насосных штанг по часовой стрелке. При этом ловитель, расположенный на нагнетательном клапане, войдет в зацепление со штоком-ловителем и обеспечит извлечение всасывающего клапана совместно с плунжером.

Скважинные насосы исполнения НН2Б по области применения, конструктивному исполнению и принципу работы аналогичны скважинным насосам исполнения НН2С и отличаются от них только применением цельного цилиндра исполнения ЦБ, обладающего повышенной износостойкостью, прочностью и транспортабельностью по сравнению с составным цилиндром исполнения ЦС.

Скважинные насосы исполнения НН2Б. И имеют область применения, аналогичную для насосов исполнения НВ1Б. И, а конструктивное исполнение и принцип работы — аналогичные для насосов исполнения НН2Б.

Скважинные насосы исполнения НН2БТ. И имеют область применения, аналогичную для скважинных насосов НВ1БТ. И, и конструктивное исполнение, аналогичное для скважинных насосов, НН2Б . И.

В отличие от скважинных насосов НН2Б. И в насосах исполнения НН2БТ. .И для присоединения плунжера к колонне полых штанг применен полый шток, а для слива жидкости из полости полых штанг удлинен шток-ловитель.

Принцип работы скважинных насосов исполнения НН2БТ. И аналогичен принципу работы насосов исполнения НН2С, однако подъем жидкости осуществляется по полости

полых штанг, что значительно повышает износостойкость трущейся пары, ввиду уменьшения концентрации абразива в зазоре трущейся пары. Кроме того, удлиненный шток-ловитель обеспечивает слив жидкости из полых штанг через плунжер и нагнетательный клапан насоса.

Вы здесь: Оборудование, трубы, материалы для нефти и газа Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ)

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ)

Рейтинг: / 40

Две трети фонда (66%) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ¸ 3400 м.

Рис. 3.12. Схема установки штангового скважинного насоса

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 3.12).

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.12) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

3.3.2.ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСЫ

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99% , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 3.13, 3.14). У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ¸ 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Насос НСВ-1 – вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным клапанами (рис. 3.13).

Рис. 3.13. Насосы скважинные вставные

1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер; 5 – штанга; 6 – замок.

Рис. 3.14. Невставные скважинные насосы:

1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – ловитель

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Читайте также: