Шевингование зубчатых колес: оборудование и особенности процесса

Шевингование прикатывание цилиндрических колес с круговыми зубьями Текст научной статьи по специальности « Механика и машиностроение»

Статья написана в результате исследования, проведенного при финансовой поддержке гранта РФФИ № 08-08-99006 «Современная концепция создания технологических основ эффективного зубонарезания цилиндрических зубчатых колес».

Червячные шеверы

Принцип действия червячного шевера основан на физике червячной передачи.

Червяк, как режущий инструмент, оборудован редкими зубьями небольшого размера с помощью насечки на боковой поверхности.

Вращение червячного резца осуществляют:

Червячные шеверы — схема и описание

  • Круговым направлением, при этом между винтовой боковой поверхностью режущего инструмента и обрабатываемой деталью образуется зазор.
  • Радиальным направлением. В этом случае боковой зазор отсутствует, кромки заготовки и инструмента плотно прилегают друг к другу.

При вращении круговым способом межосевое расстояние червяка и колеса сохраняется постоянным торможением колеса. Размер витков червяка при этом зависит от припусков на обработку.

Рабочее движение радиальным направлением происходит сближением осей колеса и режущих граней. Размер витков насечки равен размеру впадин между зубами детали.

За счет двигателя, мощность которого составляет 0.6 кВт, выполняются осевые подачи. Благодаря вертикальному движению консоли, происходят подачи лучевого типа.

Способ шевингования конических зубчатых колес

Способ предназначен для финишной обработки конических колес с прямыми и криволинейными зубьями в автомобильной, тракторной промышленности, сельскохозяйственном машиностроении, станкостроении и других отраслях машиностроения. Шевингование производят шевером внеполюсного зацепления за несколько циклов с периодической подачей в условиях реверса. При этом рабочую подачу выполняют под углом к оси вращения шевера, равным углу начального конуса обрабатываемого колеса, и совершают циклическое выхаживание после отвода обрабатываемого колеса от шевера. Величина отвода составляет 0,03 мм. Повышается качество обработанной поверхности за счет уменьшения влияния упругих деформаций технологической системы. 1 з.п.ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к машиностроению, в частности к обработке зубчатых колес, и может быть использовано для финишной обработки конических колес с прямыми и криволинейными зубьями в автомобильной, тракторной промышленности, сельскохозяйственном машиностроении, станкостроении и других отраслях машиностроения.

Известен способ шевингования прямозубых конических колес шевером, представляющим собой плосковершинное производящее колесо с прямобочным профилем зубьев. Процесс обработки заключается в совместной обкатке заготовки и инструмента с подачей заготовки вдоль оси шевера. Срезание стружки происходит за счет проскальзывания зубьев инструмента и заготовки (Журнал “Экспресс-информация”. Выпуск N 2, с. 1, 1973 г).

При шевинговании прямозубых конических колес шевером, представляющим собой плосковершинное производящее колесо с прямобочным профилем зубьев, имеются следующие недостатки: 1) Число зубьев плосковершинного колеса, как правило, дробное, которое округлено до целого. В этом случае возникают погрешности, которые частично компенсируются конструкцией шевера и настройкой оборудования.

2) В результате округления числа зубьев до целого профиль зубьев шевера не должен быть прямолинейным, что тоже приводит к погрешностям.

3) Для обработки зубчатых колес с большим числом зубьев и при большом модуле плосковершинный шевер имеет большие габариты (диаметр), что затрудняет его изготовление и эксплуатирование.

4) Выхаживание производится без отвода обрабатываемого колеса от шевера, в результате чего на боковых поверхностях остаются следы от режущих кромок.

Наиболее близким по технологической сущности является способ шевингования конических зубчатых колес коническим шевером внеполюсного зацепления при пересекающихся осях за несколько циклов с периодической рабочей подачи в условиях реверса, когда рабочую подачу выполняют под углом к оси вращения шевера, равным углу начального конуса обрабатываемого колеса. Срезание стружки производится режущими кромками за счет поперечного проскальзывания боковых поверхностей зубьев шевера относительно боковых поверхностей зубьев колеса. Вследствие отсутствия задних углов боковые поверхности зубьев шевера осуществляют пластическое деформирование боковых поверхностей зубьев конического колеса. Таким образом за одну операцию осуществляются срезание стружки и обкатывание. Периодическая подача в направлении оси колеса позволяет осуществить врезание на величину припуска с малой скоростью, так как не является составляющей скорости относительно проскальзывания. Кроме того, подача вдоль оси колеса позволяет жестко закрепить бабку изделия, в которую перемещается только шпиндель изделия на небольшую величину, соответствующую припуску под шевингование. При таком направлении подачи упрощается отсчет величины перемещения колеса в направлении своей оси до значения, при котором достигается получение требуемых размеров зубьев шевингуемого колеса. Для обеспечения равномерной обработки всей поверхности зубьев режущие кромки шевера должны быть расположены наклонно к образующей начального конуса обрабатываемого колеса и со смещением относительно друг друга на величину P/Z, где P – шаг винтовой стружечной канавки шевера, Z – число зубьев шевера. Вращение шевера реверсируется после совершения им числа оборотов, кратного числу зубьев обрабатываемого колеса, которое получает движение подачи на шевер в направлении собственной оси непрерывно или периодически в момент реверса. Циклическое выхаживание совершается при положении, в котором вершины начальных конусов обрабатываемого колеса и шевера совпадают в одной точке (А.с. N 1509202, М.кл. B 23 F 19/06, Б.И. N 35, 1989 г.).

Недостатком данного способа является невысокое качество обработанной поверхности зубьев конического зубчатого колеса из-за наличия на ней следов от режущих кромок.

Задачей данного изобретения является повышение качества обработанной поверхности за счет уменьшения влияния упругих деформаций технологической системы.

Поставленная задача решается следующим образом, что в способе шевингования конических зубчатых колес коническим шевером внеполюсного зацепления за несколько циклов с периодической рабочей подачей в условиях реверса, которую выполняют под углом к оси вращения шевера, равным углу начального конуса обрабатываемого колеса, совершают циклическое выхаживание после отвода обрабатываемого колеса от шевера на величину 0,03 мм.

На чертеже изображена схема обработки конического зубчатого колеса коническим шевером, когда выхаживание производится после отвода обрабатываемого колеса на величину 0,03 мм.

Инструмент – шевер 1 в виде конического зубчатого колеса с углом начального конуса , на боковых поверхностях которого нанесены режущие кромки, установлен в инструментальном шпинделе 2. Обрабатываемое коническое колесо 3 с углом начального конуса 1, установлено в бабке изделия 4 и зацеплено с шевером при пересекающихся или скрещивающихся осях.

Способ шевингования конических зубчатых колес состоит в следующем. Шевер 1 приводится во вращение от индивидуального электропривода, колесо 3 свободно вращается вместе с оправкой и обкатывается по шеверу 1. Движение подачи шевера 1 производится в направлении оси обрабатываемого колеса 3, т.е. под углом , равным углу начального конуса колеса 3, что создает дополнительно к статическим углам резания кинематические углы. Срезание стружки производится режущими кромками за счет поперечного проскальзывания боковых поверхностей зубьев шевера 1 относительно боковых поверхностей зубьев колеса 3. Вследствие отсутствия задних углов на боковых режущих кромках боковые поверхности зубьев шевера 1 осуществляют пластическое деформирование боковых поверхностей зубьев конического колеса 3. Таким образом за одну операцию осуществляются срезание стружки и обкатывание. Периодическая подача в направлении оси колеса 3 позволяет осуществить врезание на величину припуска с малой скоростью, так как не является составляющей скорости относительно проскальзывания. Кроме того, подача вдоль оси колеса 3 позволяет жестко закрепить бабку изделия 4, в которой перемещается только шпиндель изделия 2 на небольшую величину, соответствующую припуску под шевингование. При таком направлении подачи упрощается отсчет величины перемещения колеса 3 в направлении своей оси до значения, при котором достигается получение требуемых размеров зубьев шевингуемого колеса 3. Для обеспечения равномерной обработки всей поверхности зубьев режущие кромки шевера 1 должны быть расположены наклонно к образующей начального конуса обрабатываемого колеса 3 и со смещением относительно друг друга на величину P/Z, где P – шаг винтовой стружечной канавки шевера 1, Z – число зубьев шевера 1. Вращение шевера 1 реверсируется после совершения им числа оборотов, кратного числу зубьев обрабатываемого колеса 3, которое получает движение подачи на шевер 1 в направлении собственной оси непрерывно или периодически в момент реверса. Выхаживание является составной частью шевингования и заключается в совместной обкатке шевера 1 и обрабатываемого колеса 3 без изменения положения шевера 1 относительно обрабатываемого колеса 3. Экспериментально установлено, что при обработке коническим шевером 1 упругие деформации составляют 0,03 мм. Чтобы выйти за пределы деформаций, необходимо циклическое выхаживание производить после отвода обрабатываемого колеса 3 от шевера 1 на величину 0,03 мм.

Применение данного процесса шевингования для конических зубчатых колес позволяет изготавливать конические зубчатые колеса точностью 7-C ГОСТ 1758-81 с шероховатостью боковых поверхностей зубьев Rz 6,0 мкм, увеличить в 3 – 5 раз по сравнению с чистовым зубостроганием производительность обработки.

1. Способ шевенгования конических зубчатых колес коническим шевером внеполюсного зацепления за несколько циклов с периодической рабочей подачей в условиях реверса, при котором рабочую подачу выполняют под углом к оси вращения шевера, равным углу начального конуса обрабатываемого колеса, и совершают циклическое выхаживание, отличающийся тем, что циклическое выхаживание совершают после отвода обрабатываемого колеса от шевера.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что величина отвода обрабатываемого колеса от шевера составляет 0,03 мм.

Наиболее близким по технологической сущности является способ шевингования конических зубчатых колес коническим шевером внеполюсного зацепления при пересекающихся осях за несколько циклов с периодической рабочей подачи в условиях реверса, когда рабочую подачу выполняют под углом к оси вращения шевера, равным углу начального конуса обрабатываемого колеса. Срезание стружки производится режущими кромками за счет поперечного проскальзывания боковых поверхностей зубьев шевера относительно боковых поверхностей зубьев колеса. Вследствие отсутствия задних углов боковые поверхности зубьев шевера осуществляют пластическое деформирование боковых поверхностей зубьев конического колеса. Таким образом за одну операцию осуществляются срезание стружки и обкатывание. Периодическая подача в направлении оси колеса позволяет осуществить врезание на величину припуска с малой скоростью, так как не является составляющей скорости относительно проскальзывания. Кроме того, подача вдоль оси колеса позволяет жестко закрепить бабку изделия, в которую перемещается только шпиндель изделия на небольшую величину, соответствующую припуску под шевингование. При таком направлении подачи упрощается отсчет величины перемещения колеса в направлении своей оси до значения, при котором достигается получение требуемых размеров зубьев шевингуемого колеса. Для обеспечения равномерной обработки всей поверхности зубьев режущие кромки шевера должны быть расположены наклонно к образующей начального конуса обрабатываемого колеса и со смещением относительно друг друга на величину P/Z, где P – шаг винтовой стружечной канавки шевера, Z – число зубьев шевера. Вращение шевера реверсируется после совершения им числа оборотов, кратного числу зубьев обрабатываемого колеса, которое получает движение подачи на шевер в направлении собственной оси непрерывно или периодически в момент реверса. Циклическое выхаживание совершается при положении, в котором вершины начальных конусов обрабатываемого колеса и шевера совпадают в одной точке (А.с. N 1509202, М.кл. B 23 F 19/06, Б.И. N 35, 1989 г.).

Отделочные способы обработки зубчатых поверхностей

Повышение точности и чистоты зубчатых поверхно­стей достигается шевингованием, шлифованием, притир­кой, обкаткой и приработкой. Шлифованием и притир-кон обрабатываются закаленные зубчатые поверхности, а шевингованием, обкаткой и приработкой — сырые или закаленные до твердости HRC 32—35.

Шевингование — это процесс снятия с боковых по­верхностей зубьев тонкой волосообразной стружки тол­щиной 0,001—0,005 мм при помощи специального инстру­мента — шевера. Шевер представляет собой косозубое или прямозубое колесо, на зубьях которого в попереч­ном направлении нанесены канавки, образующие режу­щие кромки. Эти кромки и соскабливают волосообраз­ную стружку.

Известно несколько способов шевингования цилин­дрических колес, но наибольшее распространение полу­чила обработка дисковым шевером (рис. 7.16).

Дисковые шеверы обычного назначения для обработ­ки цилиндрических прямозубых и косозубых колес рег­ламентируются ГОСТом. Предусматривается три класса точности шеверов: А, В и С. Для колес 6-й сте­пени точности рекомендуются шеверы класса А, 7-й сте­пени точности — класса В и 8-й степени точности — клас­са С.

Колеса 6-й и 7-й степеней точности можно получить в том случае, если числа зубьев шевера и колеса не имеют общих множителей.

В процессе шевингования (рис. 7.17) зубья шевера 1 и обрабатываемого колеса 2 находятся в зацеплении и образуют зубчатую передачу со скрещивающимися осями.

Шевер приводит во вращение обрабатываемое ко­лесо, которое получает еще и осевое возвратно-поступательное перемещение — продольную подачу. Продольная подача (snp = 0,15—0,3 мм/об. д) позволяет равномерно снять припуск по всей длине зуба. Стол станка имеет вертикальное перемещение для создания давления шевера на колесо. Это перемещение стола называется радиальной подачей. Она составляет sp =0,025— 0,04 мм/ход стола. После окончания каждого хода стола шевер изменяет направление вращения и обрабатывает другую сторону зуба.

Величину угла скрещивания при шевинговании сле­дует выбирать в пределах γ = 10—20°. При обработке колес с закрытыми венцами в крайних случаях можно принимать величину угла γ = 5°. Однако при шевинго­вании с γ = 5° степень точности обработки понижается.

Имеется несколько схем шевингования. Наиболее ча­сто применяют шевингование с диагональной подачей. В данном случае при перемещении обрабатываемого ко­леса его ось не совпадает с осью шевера, что значитель­но сокращает продольный ход шевера относительно ко­леса и уменьшает машинное время. Кроме того, из-за непрерывного изменения точек контакта зубьевшевера с обрабатываемой поверхностью они изнашиваются рав­номерно по всей длине, благодаря чему стойкость инструментаувеличивается.

Диагональноешевингование можно производить на специальныхили спомощью приспособлений на любых шевинговальных станках.

Чистовая обработка колес, зубья которых образова­ны горячим накатыванием, осуществляется новым спо­собом шевингования — путем снятия больших припусков. Этот способ получил название «герак».Шевингование ведется кромочным шевером, который представляет со­бой зубчатое колесо, сопрягаемое с обрабатываемым колесоми составляющее с ним винтовую пару. Шевин­гование этим способом производится на специальных станках.

Величина припуска под шевингование зависит от мо­дуля и диаметра обрабатываемою колеса и находится в пределах 0,06—0,2 мм на сторону по толщине зуба. Этот припуск снимается за 12—20 двойных ходов стола, после чего осуществляется дополнительно несколько про­ходов без радиальной подачи для выкатывания обрабатываемой поверхности: 2—4 прохода — для колес 7-й сте­пени точности и 4—6 проходов — для колес 6-й степени точности.

Наибольшие допустимые скорости резания при ше­винговании различных сталей— 105—150 м/мин.

В некоторых случаях шевингование зубчатых колес осуществляют перед их термической обработкой с це­лью уменьшения возникающих деформаций. При снятии больших припусков создается наклеп, который при тер­мической обработке колес приводит к значительному короблению их и нарушению полученной ранее точности. Шевингование зубьев уменьшает наклеп и деформации в3,5 раза по сравнению с соответствующими погрешно­стями, полученными при фрезеровании зубьев за один проход. Поэтому после термической обработки колес операцию шлифования зубьев можно заменить хонингованием и притиркой.

Шлифование. Термически обработанные зубчатые по­верхности подвергают шлифованию. Это позволяет по­лучать зубчатые колеса 6—7-й степеней точности, а на некоторых моделях зубошлифовальных станков — 5-й и даже 4-й. Шлифованием можно устранить все виды искажения профиля зубьев после термической обработки.

Также как инарезание, шлифование зубьев осуще­ствляется методом копирования профиля шлифовального круга и методом обкатки.

Обработка методом копирования производится профильным кругом (рис. 7.18, а), получающимвраще­ние, возвратно-поступательное движение параллельно оси обрабатываемого колеса и подачу на глубину шли­фования на каждый двойной ход. После нескольких двойных ходов круг выводится из зацепления с колесом, которое поворачивается на один или несколько зубьев. Затем цикл обработки повторяется. Прямозубые колеса с внешними зубьями и открытыми венцами 6—7-й сте­пеней точности шлифуются на станках моделей 5860 и 5961. Прямозубые и косозубые колеса с внутренними зубьями и открытыми венцами 6—7-й степеней точности обрабатываются на станках моделей 5868 и 5860В.

Шлифование методом обкатки осуществляется дисковыми и тарельчатыми кругами (рис. 7.18, б и в) и абразивным червяком.

В мелкосерийном производстве прямые и косые внеш­ние зубья колес с открытыми венцами 6—7-й степеней точности обрабатываютодним двусторонним конуснымкругом. На станках мод. 5831 шлифуют отдельно каж­дуюсторону впадины, а настанках мод. 584 — одновременно обе стороны впадины. Ось обрабатываемого ко­леса вертикальная. Деление иобкатка осуществляются с помощью червячной делительной пары стола.

У тарельчатых кругов (рис. 7.18, в) рабочей поверх­ностью является узкая круговая ленточка, которую легко править алмазом. Круги, установленные под углом α, равным углу зацепления, получают только вращательное движение. Обрабатываемое колесо совершает обка­точное движение, возвратно-поступательное (вдоль оси) и осуществляет поворот.

Круги правят алмазом 2, который закреплен в ры­чаге 1. Между алмазом и кругом имеется зазор. Через определенные промежутки времени ролик 3 попадает во впадину диска 4, и рычаг 1 под действием пружины при­жимает алмаз 2 к шлифовальному кругу. Если износ круга в пределах допуска, то контакты 5 не замыка­ются. При большом износе круга происходит замыкание контактов и включается механизм, автоматически смещающий круг на вели­чину износа.

Наиболее высокую точность колес (4—5-ю степени) получают при обработкена станках ти­па«Мааг». Режущим ин­струментом являются здесь два шлифовальных круга тарельчатой формы. Они расположены под уг­лом друг к другу таким образом, что внешние очертания их режущих кромок образуют форму зуба рейки. Угол наклона кру­гов сохраняется в процессе шлифования постоянным и
равен 15 или 0°. Обрабатываемое колесо обкатывается вокруг шлифовальных кругов, которые благодаря этому шлифуют обе стороны впадины зуба.

Для получения необходимого обкаточного движения обрабатываемого колеса относительно воображаемой зубчатой рейки вместо эталонной шестерни и рейки при­меняют специальные ленточные или другие механизмы. При обкатке с помощью ленточного механизма (рис. 7.19) на ось с обрабатываемым колесом 3 насаживают диск 2, охватываемый стальной лентой 1. Стол станка, несущий диск 2 и колесо 3, получает возвратно-поступательное перемещение по стрелкамаб. Диск, обкатываясь по ленте, сообщает колесу движение, подобное качению по репке. Диаметр диска должен быть равен диаметру ос­новной окружности колеса. После того как профиль зуба прошлифовандо заданного размера, механизм деления поворачиваетколесо па один зуб. Перед этим круги вы­водятся из зацепления с колесом, и возвратно-поступательноедвижениепрекращается. Износ шлифовальных кругов автоматическикомпенсируется при помощи элект­ромагнитногоаппарата.

Наиболее производительна обработка цилиндрических колес спрямыми и косыми зубьями абразивным червя­ком на станках моделей 5А830 и5А832. По сравнению с другими способами зубошлифования обработка червячным кругом позволяет в 3—5 раз увеличить произво­дительность труда.

Абразивным червяком диаметром 270—350 мм шли­фуют колеса модулем 0,5—4 мм и наружным диаметром до 240 мм. У колес модулем до 1,5 мм можно образовы­вать зубья без предварительного нарезания их. При об­работке этим способом получают колеса 5—6-й степеней точности.

Колеса скосыми зубьями шлифуют с максимальным углом наклона спирали 45°. При обработке прямозубых колес заготовку поворачивают на угол, равный углу подъема витка на червяке.

Хонингование применяют для отделки зубьев зака­ленных зубчатых колес. Кинематическая схема процесса та же, что ипри шевинговании, но вместо металлического шевера используется абразивный хон, который изготов­ляют в виде косозубого или прямозубого цилиндриче­ского колеса из мелкозернистого карбида кремния зеле­ного на органической связке.

Хонингование позволяет устранить поверхностные де­фекты зубьев (забоины, риски), снизить погрешности основного шага ипрофиля, уменьшить биение, атак­же улучшить шероховатость обрабатываемой поверх­ности.

Оптимальный припуск под хонингование, установлен­ный ЭНИМСом,— 0,005—0,02 ммна сторону, практиче­ски же оставляют припуск 0,01—0,015 мм на сторону. Процесс осуществляетсяпри обильной подаче охлаждающей жидкости.

При обработке хон иколесо соединяют в плотном зацеплении или с боковым зазором. Наибольшая эффек­тивность процесса достигается при угле между осями хона иобрабатываемого колеса γ = 15—18°.

Хонингованиюподвергают колеса, точность которых должна соответствовать 6—7-й степеням. В этом случае xoн должен быть изготовлен по 5—6-й степеням точ­ности.

Для хонингования цилиндрических зубчатых колос могут быть использованы модернизированные шевинговальные станки (например, мод. 5714). Модернизация станка заключается в повышении скорости резания( v = 7—10м/сек) и обеспечении тарированного прижа­тия обрабатываемого колеса к хону.

Длительность хонингования зубьев колес диаметром до 300 мм — 40—60 сек., достигаемая шероховатость по­верхности— 10—11-й классы.

Притирка зубьев широко осуществляетсяи круп­носерийноми массовом производстве при изготовлениитермическиобработанных колес ответственных передач.

Процесс притиркизаключается в том, что обрабаты­ваемоеколесо вращается взацеплении свращающимися чугунными шестернями-притирами, смазанными пастойиз смеси мелкого абразивного порошка и масла.

Применяют два способа притирки: припервом — оси обрабатываемого колеса ипритира параллельны; при втором — оси обрабатываемого колеса ипритиров скре­щиваются под небольшим углом.

Притирка колеса 1 по первому способу (рис. 7.20, а) производится одним притиром 2 того же модуля и за­ключается по взаимном обкатывании зубьев обрабатываемого колеса и притира, на рабочую поверхность которого нанесена абразивная паста. В процессе притирки колесо 1 вращается (от электродвигателя) и одновре­менно совершает небольшие осциллирующие движения в радиальном направлении, а притир 2, увлекаемый ко­лесом, помимо вращения совершает возвратно-поступательное движение в осевом направлении. Вращения ко­леса и притира реверсируются.

При втором способе притирки (рис. 7.20, б) происхо­дит взаимное обкатывание зубьев колеса 1 и зубьев трех чугунных притиров 2, 3 и 4 одновременно. В большин­стве случаев для притирки колеса с прямыми зубьями притиры 3 и 4 делают косозубыми с углом наклона зу­бьев 5—10 о , причем у одного притира направление зубь­ев правое, а у другого — левое. Притир 2 делают прямо­зубым. Для притирки косозубых колес притир делают косозубым с одинаковым, но противоположно направлен­ным наклоном зубьев; oсь его остается параллельной оси колеса 1. Притиры 3 и 4 также делают косозубыми с углом наклона зубьев колеса на величину необходи­мого угла скрещивания. Скорость вращения обрабаты­ваемого колеса должна составлять 30—60 м/мин.

Читайте также:  Чем отделать керамзитобетонные блоки фасад. Штукатурка для блоков: выбор материала и правила монтажа. Мокрый фасад на стенах дома из КББ

Необходимое давление на боковые поверхности зубьев во время притирки создается гидравлическими тормо­зами, действующими на шпиндели притиров.

Притирка — высокопроизводительный способ отделки зубчатых колес. Колесо сродного размера притирается обычно за 2—4 мин., при этом шероховатость поверхно­сти соответствует 9—10-му классам. Однако с помощью притирки можно исправить сравнительно небольшие по­грешности предыдущей обработки, так как припуск на притирку составляет не более 0,03 мм на сторону. При наличии ошибок в шаге и профиле зуба более 0,04 — 0,05 мм притирка становится неэффективной. Так как в процессе термической обработки колета толщина зубьев, как правило, увеличивается на 0,03—0,04 мм, то в этих случаях припуска на притирку можно не оста­влять.

Если подготовленное под притирку колесо имеет 7-ю степень точности, а притир —5-ю, то в результате при­тирки получают колесо 6-й степени точности.

Притирку цилиндрических колес осуществляют на станках моделей 573, 5735 и ЕЗ-8.

Дата добавления: 2018-11-24 ; просмотров: 487 ;

Хонингование позволяет устранить поверхностные де­фекты зубьев (забоины, риски), снизить погрешности основного шага ипрофиля, уменьшить биение, атак­же улучшить шероховатость обрабатываемой поверх­ности.

Типы штанговых насосов

Существует два основных типа штанговых насосов:

  • вставные
  • трубные (невставные)

Газлифтным – логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.

Штанговые глубинные насосы (ШГН). Насосы вставные. Конструкции, области применения, коэффициент подачи насоса

Штанговые глубинные насосы (ШГН) – это насосы, погружаемые значительно ниже уровня жидкости, которую планируется перекачать. Глубина погружения в скважину позволяет обеспечить не только стабильный подъём нефти с большой глубины, но и отличное охлаждение самого насоса. Также подобные насосы позволяют поднимать нефть с высоким процентным содержанием газа.

Штанговые насосы отличаются тем, что привод в них осуществляется за счёт независимого двигателя, находящегося на поверхности жидкости, при помощи механической связи, собственно, штанги. Если используется гидродвигатель, то источником энергии является та же перекачиваемая жидкость, подаваемая в насос под высоким давлением. Независимый двигатель в этом случае устанавливается на поверхности. Штанговые скважинные насосы объёмного типа применяются для поднятия нефти из скважин.

ШГН предназначены для откачивания из скважин жидкостей с температурой не более 130 градусов, обводненностью не более 99% по объему, вязкостью до 0,3 Па*с, содержанием механических примесей до 350мг/л, свободного газа на приеме не более 25%.

Штанговый насос состоит из цельного неподвижного цилиндра, подвижного плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей.

В скважину на колонне подъемных труб спускают плунжерный насос, состоящий из цилиндрического корпуса 1 (цилиндра), внутри которого имеется пустотелый поршень 2 (плунжер). В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан 3. В нижней части неподвижного цилиндра устанавливается всасывающий клапан 4. Плунжер подвешен на колонне насосных штанг 5, которые передают ему возвратно- поступательное движение от специального механизма (станка-качалки), установленного на поверхности.

Добыча нефти при помощи штанговых насосов – самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

  • · обладают высоким коэффициентом полезного действия;
  • · проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;
  • · для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;
  • · установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации – в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Глубинный штанговый насос в простейшем виде состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, – это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

Рис. 5 Вставной скважинный насос

Такие насосы опускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее смонтированного в спускаемых в скважину насосных трубах. В результате для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в скважине. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых на спускоподъемные операции при подземном ремонте, затрачивается много времени.

Насос скважинный вставной НСВ1 (рис. 5) состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера 6 и замковой опоры 4. Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет закрепленный наглухо всасывающий клапан, а на верхнем конце конус 3, который служит опорой насоса.

Плунжер 6 подвешивается к колонне штанг при помощи штока 1, конец которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами. С целью уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Насос в скважине устанавливается на замковой опоре 4, предварительно спущенной на насосных трубах 2, на нижнем конце которых смонтирована направляющая труба 7. Спущенный и укрепленный в замковой опоре вставной насос работает, как обычный трубный насос.

Цилиндры трубных насосов собираются из чугунных втулок длиной 300 мм, а вставных насосов — из стальных втулок такой же длины. В зависимости от длины хода плунжера число втулок в цилиндре составляет от 6 до 17.

Плунжеры штанговых насосов изготовляют длиной 1200–1500 мм из цельнотянутых бесшовных стальных труб. Наружная поверхность плунжера шлифуется, хромируется для повышения износостойкости и затем полируется. На обоих концах плунжера нарезана внутренняя резьба для присоединения клапанов или переводников.

Клапаны насосов. В штанговых насосах применяют шариковые клапаны с одним шариком — со сферической фаской седла и двумя шариками — со ступенчато-конусной.

Для передачи движения от станка-качалки к плунжеру насоса предназначены насосные штанги — стальные стержни круглого сечения длиной 8 м, диаметрами 16, 19, 22 или 25 мм, соединяемые с помощью муфт.

Условия эксплуатации штанг определяют повышенные требования к их прочности, поэтому для изготовления штанг применяют сталь высокого качества.

Подача насосной установки. Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерывной работе, называется его подачей.

Фактическая подача насоса почти всегда меньше теоретической и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его подача может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической подачи насоса к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его подачу.

Работа штанговой установки считается удовлетворительной, если коэффициент подачи ее не меньше 0,5–0,6.

Эксплуатация скважин в осложненных условиях.

Многие скважины эксплуатируются в осложненных условиях, например: из пласта в скважину вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа; из пласта выносится песок; в. насосе и трубах откладывается парафин.

Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

Разработаны различные технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу насосной установки, которые включают: использование насосов с уменьшенным вредным пространством; удлинение длины хода плунжера; увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине; отсасывание газа из затрубного пространства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Для предохранения насоса от вредного влияния песка: ограничивают отбор жидкости из скважины; применяют насосы с плунжерами специальных типов (с канавками, типа «пескобрей»); применяют трубчатые штанги и др.

Рис. 6 Газопесочный якорь

Защитные приспособления на приеме насоса. Все мероприятия режимного и технологического характера по снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособлений у приема насоса — газовых, песочных якорей или комбинированных газопесочных якорей.

Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 6. Этот якорь состоит из двух камер — газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, ав нижней — рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру 4, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу 6 направляется в песочную камеру 7, отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубку 3 на прием насоса 2.

В зависимости от количества песка, поступающего с нефтью при добыче, выбирают длину корпуса песочной камеры.

Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штангами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42, 48 мм.

Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоединяют к плунжеру с помощью специальных переводников.

Предотвращение отложений парафина. При добыче парафинистой нефти в скважинах возникают осложнения, вызванные отложением парафина на стенках подъемных труб и в узлах насоса.

Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают площадь кольцевого пространства, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости.

По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

При добыче нефти с большим содержанием парафина обычно применяют методы устранения отложений парафина, при которых не требуются остановка скважины и подъем труб на поверхность:

  • 1) очистка труб механическими скребками различной конструкции, установленными на колонне штанг;
  • 2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство;
  • 3) нагрев подъемных труб электрическим током — электродепарафинизация.

В настоящее время при насосной эксплуатации широко применяют насосно-компрессорные трубы, футерованные стеклом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.

Глубинные штанговые насосы бывают с нижним или верхним манжетным креплением и могут быть с механическим креплением в верхней или нижней части. Штанговые глубинные насосы обладают рядом достоинств, в который входят: простота конструкции, возможность откачки жидкости из нефтяных скважин, в случае если иные способы эксплуатации неприемлемы. Подобные насосы способны работать на очень большой глубине, и обладают простотой процесса регулировки. Также к достоинствам стоит отнести механизацию процесса откачки и простоту в обслуживании установки.

Преимущества штанговых глубинных насосов

  • · Обладают высоким коэффициентом полезного действия;
  • · Для первичных двигателей могут быть использованы самые разнообразные приводы;
  • · Проведение ремонта непосредственно на месте выкачки нефти;
  • · Установки штанговых глубинных насосов могут производиться в усложненных условиях добычи нефти – в скважинах с наличием мелкодисперсного песка, при наличии парафина в добываемом продукте, при высоком газовом факторе, при откачке различных коррозийных жидкостей.

Характеристики штанговых глубинных насосов

  • · Обводнённость – до 99%;
  • · Температура – до 130 С;
  • · Работа при содержании механических примесей до 1,3 г/литр;
  • · Работа при содержании сероводорода – до 50 мг/литр;
  • · Минерализация воды – до 10 г/литр;
  • · Показатели pH – от 4 до 8.

Добыча нефти с применением скважинных штанговых насосов – один самых распространённых способов добычи нефти. Это не удивительно, простота и эффективность работы сочетаются в ШГН с высочайшей надёжностью. Более 2/3 действующих скважин используют установки с ШГН.

Для заказа штангового глубинного насоса необходимо заполнить опросный лист либо обратиться к нашим специалистам, заполнив форму в правой части страницы или позвонив по указанным контактным телефонам.

  • а) наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;
  • б) подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рис. 1 Схема штанговой насосной установки

Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, 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.

Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Рисунок 2 Станок-качалка типа СКД 1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 — противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска

Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рисунок 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока — 7 на рисунке 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД, основные характеристики приведены в таблице 1.

Плунжер 6 подвешивается к колонне штанг при помощи штока 1, конец которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами. С целью уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Насос в скважине устанавливается на замковой опоре 4, предварительно спущенной на насосных трубах 2, на нижнем конце которых смонтирована направляющая труба 7. Спущенный и укрепленный в замковой опоре вставной насос работает, как обычный трубный насос.

Штанговые глубинные насосы: конструкция, принцип работы, разновидности

Штанговое глубинное гидрооборудование используется для того, чтобы обслуживать очень глубокие скважины.

Примером отрасли, в которой достаточно широко распространено применение такого гидрооборудования, является нефтедобывающая промышленность. Именно штанговые глубинные насосы зачастую применяются для откачивания нефти.

  1. Вставные штанговые насосы. Такие насосы погружаются в шахту источника и извлекаются из нее только в собранном виде. Подобное оборудование обслуживает скважины большой глубины с очень небольшим дебитом откачиваемой жидкости. Осуществление ремонтных работ штанговых насосов данного типа не вызывает затруднений, что также выступает в качестве их преимущества. Вставные штанговые насосы также можно условно разделить на 2 вида в зависимости от места расположения замка: снизу или сверху.
  2. Невставные штанговые насосы. Установка данного насосного оборудования требует выполнения сложных действий. Погружение и извлечение невставного штангового насоса осуществляется в 2 этапа. Такое оборудование также разделяется на несколько типов:
  • насосная установка без специального ловителя;
  • невставной глубинный насос с захватным штоком;
  • невставной глубинный насос с ловителем.

Конструктивные элементы

Работоспособность и эффективность использования глубинных насосов штангового типа определяют следующие элементы, присутствующие в их конструкции:

  1. цилиндры, которые могут быть цельными или составными;
  2. плунжеры (обыкновенные или типа пескобрей);
  3. клапанные узлы шарикового типа, запорными элементами которых выступают седло и шарик;
  4. якорные башмаки, используемые для закрепления в трубах НКТ штанговых глубинных насосов вставного типа (при установке таких элементов необходимо обеспечить герметизацию всасывающей полости насоса от нагнетательной).

Конечно, обязательным элементом конструкции штангового глубинного насоса является штанга – изготовленный из стали круглый стержень с высаженными концами. Основное назначение штанг, которые могут иметь различный диаметр (12, 16, 18, 22 и 25 мм), заключается в том, чтобы сообщать плунжеру возвратно-поступательное движение.

Насосная штанга и соединительная муфта

Поскольку в ходе работы глубинного насоса штанги испытывают серьезные нагрузки, для их производства используют высококачественные стали, а после изготовления подвергают нормализационному отжигу и закалке ТВЧ.

Штанговые насосные устройства в зависимости от конструктивных особенностей плунжера и цилиндра, а также от того, как расположен их якорный башмак, могут относиться к одной из 15 категорий.

На фото виден всасывающий клапан шарового типа, размещенный в цилиндрическом корпусе

  1. высокое значение коэффициента полезного действия;
  2. возможность выполнения техобслуживания и ремонта в полевых условиях;
  3. применение двигателей различного типа;
  4. возможность использования для обслуживания пескопроявляющих скважин, а также для перекачивания нефти, в которой есть газовая составляющая и большое количество нефтяного воска.

Детали конструкции

Уровень эффективности и степень работоспособности в ходе применения глубинного насосного оборудования зависят от различных специальных устройств.

В процессе работы глубинного гидрооборудования штанги испытывают очень сильные нагрузки, что диктует особые требования к их производству. Они должны быть выполнены из высококачественной стали с последующим нормализационным отжигом. Также выполняется закалка ТВЧ. От того, какой установлен плунжер и цилиндр, от расположения якорного башмака зависит категория насосного штангового оборудования.

По сравнению с другими типами разнообразного насосного оборудования штанговые насосы обладают определенными преимуществами и недостатками.

Принцип действия и маркировка штанговой насосной установки.

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназ­начены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинны­ми скважинными насосами. С их помощью добывается в стране око­ло 30% нефти.

В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважи­нах с дебитом до 30. 40 м 3 жидкости в сутки, реже до 50 м 3 при сред­них глубинах подвески 1000. 1500 м. В неглубоких скважинах уста­новка обеспечивает подъем жидкости до 200 м 3 /сут.

В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глу­бину до 3000 м.

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг.

Штанговая скважинная насосная установка включает:

а) наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рис. 1. Штанговая скважинная насосная установка:

1 – фундамент; 2 – рама; 3 – электродвигатель; 4 – цилиндр; 5 – кривошип; б – груз; 7 – шатун; 8 – груз; 9 – стойка; 10 – балансир; 11 – механизм фиксации головки балансира; 12 – головка балансира; 13 – канатная подвеска; 14 – полированная штанга;

15 – оборудование устья скважины; 16 – обсадная колонна; 17 – насосно- компрессорные трубы; 18 – колонна штанг; 19 – глубинный насос; 20 – газовый якорь; 21 – уплотнение полированной штанги; 22 – муфта трубная; 23 – муфта штанговая; 24 – цилиндр глубинного насоса; 25 – плунжер насоса; 26 – нагнетательный клапан; 27 – всасывающий клапан.

В скважину на колонне НКТ под уровень жидкости спускают цилиндр насоса. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень (плунжер), который устанавливают в цилиндр насоса. Плунжер имеет один или два клапана, открывающихся только вверх, называемых выкидными. Верхний конец штанг крепится к головке балансира станка-качалки. Для направления жидкости из НКТ в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник, через который пропускают сальниковый шток.

Читайте также:  Устройство водопровода в частном доме своими руками

Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы.

Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.

При ходе плунжера вверх под ним снижается давление, и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

Приводы ПО «Уралтрансмаш»

Условное обозначение приводов на примере ПШГНТ4-1,5-1400:

ПШГН – привод штанговых глубинных насосов;

Т – редуктор установлен на тумбе;

4 – максимальная нагрузка на устьевом штоке 4 тонны;

1,5 – наибольшая длина хода устьевого штока 1,5 м;

1400 – наибольший допустимый крутящий момент на ведомом валу редуктора;

Лекция № 2. Подземное оборудование ШНУ

Назначение, типы, конструкция и маркировка скважинных

Штанговых насосов.

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температу­рой до 130°С, содержанием сероводорода не более 50мг/л, минера­лизацией воды не более 10г/л.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинар­ного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металличес­ким плунжером и шариковыми клапанами. Насосы изготавливают следующих типов:

1) НВ1 – вставные с замком наверху;

2) НВ2 – вставные с замком внизу;

3) НН – невставные без ловителя;

4) НН1 – невставные с захватным штоком;

5) НН2 – невставные с ловителем

Рис. 2. Насосы скважинные невставные

Цилиндр невставного (трубно­го) скважинного насоса (см. рис.2) присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с под­вешенным к нему всасывающим кла­паном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ пример­но на 6 мм. Применение НСН целе­сообразно в скважинах с большим де­битом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным перио­дом. Для смены насоса (цилиндра) не­обходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасы­вающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетатель­ный клапан и шток с переводником под штанги.

К нижнему концу плунжера с по­мощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается вса­сывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плун­жеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в на­сосах НН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НН2С в отличие от насоса НН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасываю­щего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающе­го клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщен­ными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло кор­пуса поворотом колонны штанг на 1-2 оборота против часовой стрел­ки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос ННБА позволяет осуществлять форсированный отбор жид­кости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плун­жера.

Это достигнуто особой конструкцией его – наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собран­ном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник слив­ного устройства вниз и сцепляется с захватом, закрепленным на плун­жере, при этом сливное отверстие закрывается. При подъеме насоса следует поднять колонну штанг. При этом захват проталкивает зо­лотник вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделя­ется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.

Цилиндр вставного насоса(см. рис. 3) спускается внутри труб на колонне штанг и монтируется на них с помощью специального зам­кового соединения. Это позволяет менять вставной насос без спуска и подъема труб. Но при одинаковых диаметрах плунжеров вставной насос требует применения НКТ большего диаметра.

Скважинные насосы исполнения НВ1С предназначены для отка­чивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости.

Насос состоит из составного цилиндра на нижний конец которо­го навернут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец – замок плунжера, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резь­бовые концы которого навинчены: снизу сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху – клетка плунжера. Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленным контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра располо­жен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры.

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

Скважинные насосы испол­нения НВ2 имеют область при­менения аналогичную области применения скважинных насо­сов исполнения НВ1, однако мо­гут быть спущены в скважины на большую глубину.

Рис. 3. Насосы скважинные вставные

Конструктивно скважинные насосы состоят из цилиндра с всасывающим клапаном, на­винченным на нижний конец.

На всасывающий клапан навинчен упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра располо­жен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилин­дре при остановке насоса.

Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер с нагнетатель­ным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем кон­це. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и законт­ренным контргайкой.

В расточке верхнего конца цилиндра расположен упор.

Насос спускается в колонну насосно-компрессорных труб на ко­лонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса позволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок.

Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.

Цилиндрыскважинных насосов выпускают в двух исполнениях:

® ЦБ – цельный (безвтулочный), толстостенный;

® ЦС – составной (втулочный).

Цилиндр втулочного насоса состоит из кожуха, в котором разме­щены втулки. Фиксация втулок в кожухе обеспечивается гайками.

Втулки подвергаются воздействию переменного внутреннего гид­равлического давления, обусловленного столбом откачиваемой жид­кости, и постоянного усилия, возникающего в результате торцевого обжатия рабочих втулок. Втулки всех насосов при различных внут­ренних диаметрах имеют одинаковую длину – по 300 мм.

Втулки всех насосов изготавливают трех типов: легированные из стали марки 38ХМЮА, стальные из стали марок 45 и 40Х, чугунные марки СЧ26-48.

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

Для увеличения долговечности внутреннюю поверхность втулок упрочняют физико-термическими методами: чугунные – закалива­ют токами высокой частоты, стальные азотируют, цементируют, нит­рируют. В результате этой обработки твердость поверхностного слоя составляет до 80 HRc.

Механическая обработка втулок заключается в шлифовании и хонинговании. Основные требования к механической обработке – высокий класс точности и чистоты внутренней поверхности, а также перпендикулярность торцов к оси втулок.

Макрогеометрические отклонения внутреннего диаметра втулки должны быть не более 0,03 мм. Плоскостность торцевых поверхнос­тей должна обеспечивать равномерное непрерывное пятно по краске не менее 2/3 толщины стенок втулки.

Цельнотянутые цилиндры представляют собой длинную сталь­ную трубу, внутренняя поверхность которой рабочая. Труба при этом играет роль и цилиндра и кожуха одновременно. Подобная конструк­ция лишена таких недостатков, как негерметичность между торцами рабочих втулок, искривление оси цилиндра. При этом увеличивает­ся жесткость насоса и создается возможность использовать плунжер большого диаметра при одинаковом по сравнению с втулочным на­сосом наружном диаметре.

Плунжерглубинного насоса представляет собой стальную трубу с внутренней резьбой на концах. Для всех насосов длина плунжера постоянна и составляет 1200 мм. Их изготавливают из стали 45, 40Х или 38ХМЮА. По способу уплотнения зазора цилиндр – плунжер различают полностью металлические и гуммированные плунжеры. В паре металлический плунжер – цилиндр уплотнение создается нор­мированным зазором большой длины, в гуммированных – за счет манжет или колец, изготовленных из эластомера или пластмассы.

В настоящее время применяют плунжеры (рис. 4):

а) с гладкой поверхностью;

б) с кольцевыми канавками;

в) с винтовой канавкой;

г) с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой и скошен­ным концом в верхней части («пескобрей»);

д) манжетные плунжеры;

е) гуммированные плунжеры.

Рис. 4. Плунжеры

а – гладкий (исполнение Г); б – с кольцевыми канавками (исполнение К); в – с винтовой канавкой (исполнение В); г – типа «пескобрей» (исполнение П); д – манжетный, гуммированный плунжер; 1 – корпус плунжера; 2 – самоуплотняющееся резиновое кольцо; 3 – набухающие резиновые кольца.

Насосные штанги

Штанги насосные предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рис. 5). Изготавливаются в основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные – 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.

Рис. 5 – Насосная штанга

Шифр штанг – ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей – сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа. Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рис. 6) – для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП – для соединения штанг разного диаметра.

Для соединения штанг применяются муфты – МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм). АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосно-ориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 800 МПа. Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000 – 11000 мм.

Рис. 6 – Соединительная муфта насосной штанги:

а – исполнение I; б – исполнение II

Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18 – 20 %, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги «Кород».

Лекция № 3.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Папиллярные узоры пальцев рук – маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

а) с гладкой поверхностью;

Фиксация вставных насосов в насосно-компрессорных трубах

g – удельный вес откачиваемой жидкости.

СКВАЖИННЫЕ ШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ-ОСНОВНЫЕ ВИДЫ И ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ

Скважинный штанговый насос представляет собой одноплун­жерный насос с длинным цилиндром, шариковыми клапанами и длинным проходным плунжером (рис. 7.82). При ходе плун­жера вверх он нагнетает жидкость, находящуюся между стен­ками цилиндра и штангами, а в полость под плунжером посту­пает жидкость из скважины. При ходе вниз насос нагнетает (вы­жимает) объем жидкости, равный объему опускающегося в ци­линдр штока, т.е. это на­сос дифференциального действия.По конструкции насо­сы бывают с щелевым уп­лотнением зазора между металлическим плунже­ром и цилиндром и с уп­ругим уплотнением этого зазора — с неметалличес­кой рабочей поверхнос­тью плунжера или со спе­циальными поршневыми кольцами. Скважинные штанговые насосы делят­ся на трубные и вставные. У первых цилиндр в сква­жину спускается на тру бах, а плунжер и клапаны — на штангах. Вставные насосы спус­каются в скважину в собранном виде на штангах и фиксируются в нижней части колонны НКТ замком (анкером).

Рис. 7.82. Конструктивные схемы невставных (трубных) насосов:

1 — шток клапана; 2— муфты; 3 — втулки; 4 — кожух; 5 — плунжер; 6 — нагнетательный клапан; 7— захват клапана; 8— крестовина; 9 — всасывающий клапан

В отличие от остальных насосов к основным параметрам скважинных штанговых насосов относятся номинальный диаметр плунжера (или цилиндра) и длина хода плунжера. Схемы насосов и их основные параметры установлены с 2002 года государствен­ным стандартом Российской Федерации (ГОСТ-Р 51896-2002), а до этого времени — отраслевым стандартом (ОСТ) и техничес­кими условиями (ТУ). Конструктивные схемы скважинных штан­говых насосов, предусмотренных ГОСТ-Р, и их технические ха­рактеристики будут представлены ниже [31].

Условные диаметры скважинных насосов (плунжеров и ци­линдров) выбираются из следующего стандартного ряда: 27 (29 – по ОСТ и ТУ), 32, 38, 44, 50, 57, 63, 70, 95, 120 мм.

Длина плунжера скважинного штангового насоса выбирается в зависимости от требуемого напора насоса (глубины располо­жения динамического уровня, с которого насос должен обеспе­чить подъем пластовой жидкости). Плунжеры длиной 1200 мм рекомендуется применять до динамического уровня с глубиной до 1200 м, 1500 мм — до 1500 м, 1800 мм — 1800 м и более.

Современные скважинные штанговые насосы, широко при­меняемые на промыслах, имеют составной (втулочный) или без­втулочный (цельнометаллический) цилиндр.

Втулочный насос (например — НВ1С) имеет цилиндр, на­бранный из втулок 3 длиной по 304 мм, размещенных в кожухе 4 и зажатых концевыми муфтами 2. К нижней муфте подсоеди­нен узел всасывающего клапана 9. В цилиндре движется плун­жер 5, имеющий узел нагнетательного клапана 6 (см. рис. 7.82). Насос с безвтулочным цилиндром (НВ1Б, НВ2Б, НН2Б и др.) имеет цельный цилиндр с концевыми резьбами. К резьбе подсо­единены переводники. К нижнему переводнику подсоединен узел всасывающего клапана,, к верхнему — ограничитель хода плун­жера. В цилиндре находится плунжер с нагнетательным клапа­ном. Цельнометаллический цилиндр представляет собой цилин­дрическое тело, внутренняя поверхность которого является ра­бочей. Эта поверхность имеет малую шероховатость, высокую точность обработки и большую твердость, такую же, как и у втулок втулочного цилиндра.

Переход от втулочного к цельнометаллическому цилиндру позволяет уменьшить наружный диаметр цилиндра, а также сни­зить трудоемкость сборки насоса и изготовления цилиндра. Уст­раняется возможность сдвига втулок цилиндра при транспорти­ровке, монтаже и эксплуатации насосов. Насосы с цилиндром без втулок изготавливаются трубными (насосы НН2Б, ННБА и др.) и вставными (насосы НВ1Б, НВ2Б).

Рассмотрим схемы и конструктивные особенности некото­рых типов скважинных штанговых насосов широкого применения. Трубные (невставные) скважинные насосы (НН) выполняют не­скольких типов — НН1, НН2, ННА. Насос НН1 (см. рис. 7.82, а) состоит из штока с утолщением в верхнем конце, служащего для съема всасывающего клапана с его посадочного конуса и подъе­ма клапана на поверхность вместе с плунжером. Цилиндр насо­са остается подвешенным на трубах. Узел нагнетательного кла­пана находится в верхней части плунжера. На данном рисунке показано нижнее положение плунжера при рабочем ходе. Подъем на поверхность всасывающего клапана удобен и прост. Но на­личие штока в конструкции и размещение нагнетательного кла­пана в верхнем торце плунжера создают большое мертвое про­странство Vm в цилиндре насоса, что является причиной плохой работы насоса даже при небольшом газосодержании в жидко­сти. Для устранения этого недостатка необходимо уменьшить мертвое пространство в насосе. Для этого нагнетательный кла­пан переносят в нижнюю часть плунжера и применяют специ­альный байонетный захват 7 и крестовину 5 для съема всасыва­ющего клапана (см. рис. 7.82, б). Насос такой конструкции име­ет шифр НН2. Его преимущество — небольшое мертвое про­странство Vm в цилиндре насоса, что улучшает работу насоса при наличии свободного газа в жидкости. Однако захват и подъем на поверхность всасывающего клапана обычно трудоемкая и не всегда успешная операция, особенно в случае возможности от­ложения на деталях насоса асфальто-парафиновых и смолистых веществ.

Вставной насос (НВ) имеет следующую конструкцию (рис. 7.83). Насос 5 опускают внутрь колонны НКТ 1, в которой установле­но седло-конус 3 для посадки вставного насоса. Конус иногда имеет захватную пружину 4. Силы трения в конусе или силы трения и пружина, упирающаяся в выступ насоса, способствуют удержанию насоса на месте в начале работы при ходе плунжера вверх. К достоинствам насоса относится то, что при его смене он поднимается на поверхность земли на штангах без подъема колонны НКТ. Плунжер, имеющий нагнетательный клапан в нижней своей части, создает малое мертвое пространство. Но, поскольку насос спускается внутрь колонны НКТ, он имеет мень­ший диаметр плунжера, чем трубный насос, спускаемый с теми же НКТ. Это ограничивает подачу вставного насоса, а также снижает скорость течения жидкости в НКТ. Последнее важно при отборе жидкости с песком, так как вынос его будет хуже. Обратный клапан 2 предохраняет от попадания песка в цилиндр при остановках насоса.

Современные вставные насосы типов НВ1 (с установочным замком в верхней части насоса) и НВ2 (с замком внизу) могут выпускаться со сдвоенными всасывающими и сдвоенными нагнетальными клапанами. Такое дублирование клапанов принято из-за того, что вставные на­сосы обычно предназначены для спуска на боль­шую глубину, чем трубные.

Рис. 7.83. Схема вставного насоса

1 — НКТ;2 — обратный клапан; 3 — седло; 4 — пружи­на; 5 — насос; 6 — направление

Трубные насосы типа ННА с автоматическим сцеплением штанг со штоком плунжера насоса спускаются в сборе на ко­лонне НКТ. Штанги спускаются после спуска насоса на задан­ную глубину и автоматически соединяются со штоком плунже­ра. Конструкцией насоса предусмотрено автоматическое рассо­единение колонны штанг и штока плунжера перед подъемом насоса и открытие сливного клапана для опорожнения колонны НКТ от откачиваемой жидкости.

Такая схема насоса позволяет спускать цилиндр диаметром большим, чем внутренний диаметр НКТ. Это дает экономию металла и позволяет иметь большую скорость потока жидкости при подъеме ее на поверхность. Последнее важно при отборе жидкости с песком для уменьшения возможности его оседания. Еще одним преимуществом данной конструкции насоса являет­ся отсутствие износа или повреждения плунжера невставного насоса при его спуске в колонну НКТ.

Все насосы с металлическим плунжером и цилиндром имеют унифицированные детали. В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром, выпускаются насосы пяти групп посадок (зазоров между плунжером и цилиндром насоса):

1 группа посадки — от 0 до 0,063 мм;

2 группа посадки — от 0,025 до 0,078 мм;

3 группа посадки — от 0,050 до 0,113 мм;

4 группа посадки — от 0,075 до 0,138 мм;

5 группа посадки — от 0,100 до 0,163 мм.

При оснащении скважины насосом группа посадки выбира­ется в зависимости от вязкости откачиваемой жидкости, содер­жания в ней песка, размера его частиц и т.д.

Плунжеры насосов изготавливают из стали и покрывают из­носоустойчивым слоем хрома толщиной до 70 мкм. Плунжер может иметь концентричные или винтовые канавки, насечку. Канавки и насечка предохраняют плунжер от заклинивания пес­ком. Для скважин с большим выносом песка применяют плун­жер «пескобрей». Он имеет скошенную внутрь плунжера верх­нюю кромку и углубленную в плунжер клетку, соединяющую его со штангами. Таким образом, плунжер как бы сбривает ме­ханические примеси со стенок цилиндра. Примеси поступают к клетке клапана, где их подхватывает поток откачиваемой жид­кости, выносящий механические примеси из зоны контакта плун­жер-цилиндр. Другие виды плунжеров для скважинных штанго­вых насосов рассмотрены ниже.

Втулки цилиндра выполняют из чугуна, стали марки 45 или 38Х2МЮА. Для упрочнения внутренней поверхности втулок их подвергают термообработке. Втулки из чугуна и ст. 45 подверга­ют закалке, а из стали марки 38Х2МЮА — азотированию на глубину 0,2—0,5 мм. В результате термообработки твердость внутренней поверхности втулок доводится у чугуна до HRC 36. 45, у стали 45 — до HRC 50 и у стали марки 38Х2МЮА до HRA 80 и более.

Втулки выполняют с большой точностью, так как в наборе их может быть 12 и более. Контакт их торцов при сжатии втулок должен быть герметичен, а внутренняя полость сборки втулок должна представлять собой прямолинейный цилиндр с малой шерохова-тостью и малым отклонением в размерах цилиндра.

Цельнометаллический цилиндр изготовляется из стали мар­ки 40Х. К внутренней поверхности его предъявляются те же тре­бования, что и к втулочному цилиндру. Клапаны насосов шари­ковые. Шарик притирается к седлу. Седло имеет меньшую твер­дость, чем шар, что увеличивает срок службы этой пары. Рабо­чая кромка седла углублена и защищена «ложной» фаской от ударов шаром.

Читайте также:  Современные чугунные батареи: еврочугун, евро радиаторы отопления

Насосы с неметаллической рабочей поверхностью плунже­ра типа НВ1м и НН2м могут иметь гуммированный плунжер (рис. 7.84) или плунжер с манжетами.

Рис. 7.84. Схема гуммированного плунжера

Гуммированный плунжер изготовляют вулканизацией или приклеиванием резиновых частей к плунжеру. Верхнее уплотне­ние имеет подвод жидкости из плунжера в свою внутреннюю полость. Поскольку нагнетательный клапан расположен внизу плунжера, под действием давления жидкости распирается верх­нее уплотнение. Остальные гуммированные части изготовлены так, что входят в цилиндр с натягом и тоже воспринимают опре­деленную часть перепада давления. На плунжере обычно имеет­ся четыре-шесть гуммированных уплотнений или манжет.

Цилиндры этих насосов делают без втулок и с втулками. Раз­мер диаметра цилиндра не требует высокой точности, но повер­хность его должна иметь весьма малую шероховатость. Такие насосы значительно дешевле втулочных. Но большого перепада давления они не выдерживают и предназначены для малых и средних величин динамического уровня. Ограничено также со держание песка в жидкости. Цилиндр насоса имеет невысокую твердость, поэтому пара резина — сталь недостаточно износоус­тойчива. В трубных насосах типа НН2м при спуске и подъеме плунжера его манжеты могут быть повреждены о внутренние дефекты колонны НКТ или отложения на внутренней стенке нкт.

Для отбора из скважин высоковязкой жидкости выпускают­ся стандартные насосы с двумя плунжерами (типа ННД2 и НВ2Д2) по схеме, представленной на рис. 7.85. При ходе сбор­ки плунжеров вниз давление столба жидкости в НКТ будет передаваться на верхний плунжер б и нагнетальный кла­пан 5. При этом под плунжером б и кла­паном 5 будет давление всасывания, так как жидкость из скважины будет посту­пать через открытый клапан 3 в полость 4. Таким образом, при ходе плунжеров и штанг вниз создается сила, действу­ющая сверху вниз и растягивающая шток 8 и штанги, что предупреждает за­висание штанг в вязкой жидкости и их продольный изгиб. При отборе высо­ковязкой жидкости и обычных схемах штанговых насосов трение штанг о жид­кость не позволяет штангам достаточ­но быстро опускаться, головка балан­сира опускается вниз быстрее штанг, что приводит к рассогласованию дви­жения головки балансира станка-качал­ки и колонны штанг, возникновению значительных ударных нагрузок и сни­жению работоспособности установок.

Подача такого насоса определяет­ся длиной хода и разностью площадей цилиндра 7 нижней насосной части (с плунжером 2) и цилиндра 7 верхней насосной части.

Рис. 7.85. Схема насоса для отбора вязких жидкостей

Насосы НВ1Д2 предназначены для отбора жидкости с боль­шим содержанием свободного газа. Жидкость в них при дви­жении плунжерной сборки вниз попадает через входной клапан, расположенный в нижнем плунжере, в полость между плун­жерами. Это происходит из-за увеличения объема межпунжерной зоны и уменьшения в ней давления. При ходе плунжеров ииерх объем межпунжерной зоны уменьшается, что приводит к закрытию нижнего клапана, открытию нагнетательного клапана в верхнем плунжере и перемещению жидкости в полость 4 и в НКТ.

Современные вставные насосы типов НВ1 (с установочным замком в верхней части насоса) и НВ2 (с замком внизу) могут выпускаться со сдвоенными всасывающими и сдвоенными нагнетальными клапанами. Такое дублирование клапанов принято из-за того, что вставные на­сосы обычно предназначены для спуска на боль­шую глубину, чем трубные.

Погружной глубинный скважинный насос. Штанговый и безштанговый

Погружной насос — насос, погружаемый ниже уровня перекачиваемой жидкости.

Погружной насос – насос, погружаемый ниже уровня перекачиваемой жидкости.

  • подъем жидкости с большой глубины,
  • хорошее охлаждение узлов насоса,
  • подъем жидкости с растворенным в ней газом.

Устанавливаются насосы:

  • в буровых скважинах,
  • шахтных колодцах,
  • технологических емкостях.

Различают 2 типа скважинных погружных насосов:

  • штанговые погружные насосы;
  • бесштанговые погружные насосы, в тч УЭЦН

Штанговые скважинныеглубинные насосы (ШГН), в которых привод осуществляется от независимого двигателя, находящего на поверхности жидкости, через механическую связь (штангу).
Чаще всего штанговый насос используют при добычи нефти.

В поршень штангового насоса установлен обратный клапан (выкидной), пропускающий жидкость в одном направлении.
Запорный элемент клапана – это шарик -седло.
При движении поршня вниз шарик перемещается вверх, клапан открывается, пропуская жидкость через поршень.
При движении поршня вверх шарик прижимается к седлу, клапан под действием давления столба жидкости закрывается.
Состав ШГН:

  • плунжер, который движется вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру;
  • обратный клапан плунжера, обеспечивающий движение жидкости только вверх. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло.

Работа ШГН обеспечивается возвратно-поступательным перемещением плунжера с помощью наземного привода через связующую колонну штанг.
Самая верхняя штанга – полированный шток, проходит через сальник на устье скважины и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью траверсы и гибкой канатной подвески.

Основные узлы привода установки ШГН – на языке нефтяников – станка-качалки:

  • рама,
  • стойка в виде усеченной 4-гранной пирамиды,
  • балансир с поворотной головой,
  • траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами,
  • набор сменных шкивов для изменения числа качаний,
  • поворотной салазка для электродвигателя, позволяющая менять ремни и их натяжение.

Добыча нефти при помощи штанговых насосов – самый распространенная технология.
Более 70% добывающих скважин эксплуатируется установками ШГН из-за простоты, эффективности и надежности.

Преимущества ШГН:

  • высокий коэффициент полезного действия (КПД);
  • возможность проведения ремонта непосредственно на нефтепромысле;
  • возможность использования различных приводов для первичных двигателей;
  • возможность добычи ТрИЗ, в тч в пескопроявляющих скважинах, при наличии парафина, высокого газового фактора, необходимости откачки коррозионной жидкости.

Недостатки ШГН:

  • невозможность использования в наклонно-направленных скважинах;
  • ограничение по глубине спуска насоса из-за вероятности обрыва штанг;
  • малая подача насоса.

Штанговые насосы бывают вставные (НСВ) и невставные (НСН), чаще применяемые для добычи парафинистой нефти.

Вставные ШГН спускают в скважину в собранном виде:

  • в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление,
  • насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ, что позволяет менять насос без операции спуска-подъема труб.

Невставные насосы спускают в полуразобранном виде:

  • на НКТ спускают цилиндр насоса;
  • на штангах спускают плунжер с обратным клапаном, что требует спуск- подъем при замене насоса.

Из числа скважинных погружных насосов наибольшее распространение получили центробежные насосы с погружным водо-, либо маслозаполненым герметичным электродвигателем соединенные коротким валом в моноагрегат, который подвешиваются в скважине на колонне водоподъемных (насосно-компрессорных) труб, либо устанавливается с устройством беструбного водоподъема, фиксирующим насос в обсадной колонне скважины на требуемой глубине и обеспечивающим подъем жидкости на поверхность по колонне обсадных труб.

Некоторые области применения погружных насосов:

  • добыча нефти;
  • системы скважинного подземного выщелачивания полезных ископаемых (добыча урана, золота, редкоземельных элементов методами физико-химической геотехнологии);
  • водоснабжение и канализация муниципальных и промышленных сооружений, частных домовладений;
  • ирригационные системы;
  • утилизация геотермальной энергии низкого потенциала тепловыми насосами (Water source heat pumps-WSHP);
  • перекачка сжиженных углеводородных газов.

Существуют также бытовые погружные насосы, используемые, например, для перекачивания жидкости из бассейнов и подвальных помещений, а также для местного водоснабжения.

В нефтяной и газовой промышленности электрические погружные насосы (УЭЦН) известны, как эффективный метод искусственного подъема жидкости на поверхность.

Основные узлы привода установки ШГН – на языке нефтяников – станка-качалки:

  • рама,
  • стойка в виде усеченной 4-гранной пирамиды,
  • балансир с поворотной головой,
  • траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами,
  • набор сменных шкивов для изменения числа качаний,
  • поворотной салазка для электродвигателя, позволяющая менять ремни и их натяжение.

Добыча нефти при помощи штанговых насосов – самый распространенная технология.
Более 70% добывающих скважин эксплуатируется установками ШГН из-за простоты, эффективности и надежности.

Глубинные (скважинные) штанговые насосы (ШГН) являются наиболее распространенным видом насосов, предназначенных для подъема жидкости из нефтяных скважин.
По конструктивному исполнению насосы по основным параметрам, кроме резьб НКТ, соответствуют требованиям спецификации 11AX Американского нефтяного института и состоят из цельного толстостенного цилиндра с двумя удлинителями, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов и узла крепления.
Производится более 800 типоразмеров и исполнений насосов как стандартных (по спецификации API 11AX), так и специальных исполнений, в том числе – для работы в особо сложных скважинных условиях.

Корпуса клапанов:

  • из легированной стали;
  • из нержавеющей стали.

Седло-шар:

  • из нержавеющей стали (SS);
  • из кобальтового сплава (ST);
  • из карбида вольфрама (ТС1).

Скважинные штанговые насосы

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости, обводненностью до 99 %, температурой до 130 °С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л. Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами.

Изготавливаются следующие типы насосов:

– НВ1 – вставные с замком наверху;

– НВ2 – вставные с замком внизу;

– НН – невставные без ловителя;

– НН1 – невставные с захватным штоком;

– НН2 – невставные с ловителем.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса (рис. 4.22.) присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр должен быть меньше внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжера размещаются нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги.

К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасьтающий клапан. При

работе клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НН1 не превышает 0.9 м.

В насосе НН2С в отличие от насоса НН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъема НКТ используется ловитель (бай-онетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса поворотом колонны штанг на 1 – 2 оборота против часовой стрелки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасьгоающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос ННБА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плунжера. Это достигнуто особой его конструкцией – наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собранном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник сливного устройства вниз и сцепляется с захватом, закрепленным на плунжере, при этом сливное отверстие закрывается. При подъеме насоса следует поднять колонну штанг. При этом захват проталкивает золотник вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделяется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.

Рис. 4.22. Насосы скважинные невставные

Рис. 4.23. Насосы скважинные вставные

Цилиндр вставного насоса (рис. 4.23.) спускается внутри труб на колонне штанг и монтируется на них с помощью специального замкового соединения. Это позволяет менять вставной

насос без спуска и подъема труб. Но при одинаковых диаметрах плунжеров вставной насос требует применения НКТ большего диаметра.

Скважинные насосы исполнения НВ1С предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости. Насос состоит из составного цилиндра, на нижний конец которого навернут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхний конец – замок плунжера подвижно расположенного внутри цилиндра, на резьбовые концы которого навинчены, снизу -сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху – клетка плунжера. Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленным контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор, опираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуются парой «седло – шарик».

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

Скважинные насосы исполнения НВ2 имеют область применения, аналогичную области применения скважинных насосов исполнения НЕТ, однако могут быть спущены в скважины на большую глубину.

Конструктивно скважинные насосы состоят из цилиндра с всасывающим клапаном, навинченным на нижний конец. На вса-сываюптий клапан навинчен упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра расположен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилиндре при остановке насоса.

Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер с нагнетательным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем конце. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и законтренным контргайкой. В расточке верхнего конца цилиндра расположен упор.

Насос спускается в колонну насосно-компрессорных труб на колонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса позволяет исключить пульсирующие нагрузки. Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.

Цилиндры скважинных насосов выпускаются в двух исполнениях: ЦБ – цельный (безвтулочный), толстостенный; ЦС -составной (втулочный).

Цшошдр втулочного насоса состоит из кожуха, в котором размещены втулки. Фиксация втулок в кожухе обеспечивается гайками. Втулки подвергаются воздействию переменного внутреннего гидравлического давления, создаваемого столбом откачиваемой жидкости, и постоянного усилия, возникающего в результате торцевого обжатия рабочих втулок Втулки всех насосов при различных внутренних диаметрах имеют одинаковую длину – по 300 мм. Втулки всех насосов изготавливаются трех типов: легированные (сталь марки 38ХМЮА), стальные (сталь марок 45 и 40Х), чугун- ные (чугун марки СЧ26-48). Легированные втулки изготавливаются только тонкостенными, стальные – тонкостенными, с увеличенной толщиной стенки и толстостенными, чугунные – толстостенными.

Для увеличения прочности внутренняя поверхность втулок обрабатывается физико-термическими методами: чугунные закаливаются токами высокой частоты, стальные азотируются, цементируются, нитрируются. В результате этой обработки твердость поверхностного слоя составляет до 80 HRc.

Механическая обработка втулок заключается в шлифовании и хонинговании. Основные требования к механической обработке – высокий класс точности и чистоты внутренней поверхности, а также перпендикулярность торцов к оси втулок.

Макрогеометрические отклонения внутреннего диаметра втулки должны быть не более 0,03 мм. Плоскостность торцевых поверхностей должна обеспечивать равномерное, непрерывное пятно по краске не менее 2/3 толпщны стенок втулки.

Цельнотянутый цилиндр представляет собой длинную стальную трубу, внутренняя поверхность которой рабочая. Труба при этом играет роль и цилиндра, и кожуха одновременно. Подобная конструкция лишена таких недостатков, как негерметичность между торцами рабочих втулок, искривление оси цилиндра. При этом увеличивается жесткость насоса и создается возможность использовать плунжер большого диаметра при одинаковом, по сравнению с втулочным насосом, наружном диаметре.

Плунжер глубинного насоса представляет собой стальную трубу с внутренней резьбой на концах. Для всех насосов длина плунжера постоянна и составляет 1200 мм. Они изготавливаются из стали 45, 40Х или 38ХМЮА. По способу уплотнения зазора цилиндр – плунжер различаются полностью металлические и гуммированные плунжеры. В паре металлический плунжер – цилиндр уплотнение создается нормированным зазором большой длины, в гуммированных – за счёт манжет или колец, изготовленных из эластомера или пластмассы.

В настоящее время применяются плунжеры (рис. 4.24.):

– с гладкой поверхностью;

– с кольцевыми канавками;

– с винтовой канавкой;

– с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой и скошенным концом в верхней части («пескобрей»);

Использование большого количества разнообразных конструкций плунжеров обусловлено необходимостью обеспечения при любых условиях эксплуатации герметичности зазора, высокой долговечности пары цилиндр – плунжер, при этом стремятся по возможности уменьпшть силы трения.

Рис. 4.24. Плунжеры:

а – гладкий (исполнение Г); б-с кольцевыми канавками (исполнение К); в-с винтовой канавкой (исполнение В); г — типа «пескобрей» (исполнение П); д — манжетный гуммированный плунжер; Г—корпус плунжера; 2 – самоуплотняющееся резиновое кольцо; 3 – набухающие резиновые кольца

В песчаных скважинах применяются плунжеры, конструкция которых либо обеспечивает вынос абразива из зазора (рис. 4.24. б), либо не допускает его попадания (рис. 4.24. в). Все эти плунжеры работают с меньшими силами трения, чем манжетный гуммированный, который применяется для откачки жидкости, не содержащей абразив. Последний обеспечивает максимальную герметичность, но при его работе возникают большие силы трения.

Для обеспечения долговечности насоса большое значение имеет предотвращение задиров трущихся поверхностей, причинами которых бывают как содержащийся в откачиваемой жидкости абразив, так и появление локальных зон сухого трения пары плунжер – цилиндр в результате разрыва в зазоре пленки откачиваемой жидкости. Чтобы обеспечить нормальную работу пары сопряженных деталей, применяются плунжеры с углублениями и канавками (рис. 4.24. б и е) либо для увеличения твердости цементируются или хромируются рабочие поверхности плунжера. Хромированные плунжеры наиболее долговечны и имеют более низкий коэффициент трения, чем цементированные. Помимо этого, слой хрома обеспечивает хорошую коррозионную стойкость при работе в скважинах с высоким содержанием S02. Необходимо отметить, что хромирование – сравнительно дорогой процесс, вследствие чего более широкое применение имеют плунжеры не хромированные, а из углеродистой стали, закаленные токами высокой частоты.

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

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

2. Насосы (средняя посадка плунжера) с зазором 70. 120 мкм, предназначенные для подъема пластовой жидкости средней вязкости с высоким содержанием газа при средних глубинах подвески;

3. Насосы (слабая посадка плунжера) с зазором более 120 мкм, предназначенные для подъема очень вязких нефтей из сильно обводненных скважин при малой глубине подвески насоса.

Замковая опора предназначена для закрепления цилиндра скважинных насосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб.

Высокая точность изготовления поверхностей деталей опоры должна обеспечивать надежную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одновременно предотвращать искривление насоса в скважине.

Замковая опора ОМ состоит из переводника 1, опорного кольца 2, пружинного якоря 3, опорной муфты 4, кожуха 5 и переводников б (рис. 4.26.).

Рис. 4,26. Замковая опора ОМ:

1 — переводник: 2 — опорное кольцо; 3 – пружинный якорь; 4 – опорная муфта; 5 – кожух; 6- переводник

Переводник / имеет на верхнем конце гладкую коническую резьбу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготовляется из нержавеющей стали. Конической внутренней (15°) фаской оно сопрягается с ответной конической поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметичную посадку насоса.

Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от силы трения движущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования.

Рубашка, на нижний конец которой навинчен переводник, присоединяется к нижней резьбе муфты и служит для предотвращения изгиба и поперечных перемещений цилиндра при работе насоса, а также для подвешивания труб под опору.

Клапаны глубинных скважинных насосов изготавливаются шариковыми, так как эта конструкция обеспечивает наибольшую износоустойчивость по сравнению с коническими и плоскими. Большой срок их службы объясняется хорошей притиркой шарика к седлу во время работы при длительном сохранении шариком своих размеров вследствие большой его активной поверхности.

В зависимости от конструкции седла шариковые клапаны бывают с буртом и с гладкой наружной поверхностью (рис. 4.25.). Последние применяются, как правило, в качестве нагнетальных клапанов. Седла клапанов симметричны и при износе одной из кромок поверхности они поворачиваются (переставляются) на 180° для использования другой поверхности.

Для обеспечения герметичности стыка шарик – седло внутренняя кромка седла имеет фаску.

Твердость шарика всегда назначается выше твердости седла, так как при работе шарик должен сохранить свою форму. Твердость шарика обычно бывает 56. 70 HRc, седла – 40. 50 HRc. Шарик и седло изготавливаются из высокоуглеродистой стали, а в ряде случаев (например, в коррозионной среде) – из бронзы.

Рис. 4.25. Шариковые клапаны:

а- с буртом; б—с гладкой наружной поверхностью

Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от силы трения движущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования.

Добавить комментарий