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

Монтаж и спуск УШГН

Для спуска в скважину завозится отревизированный (отремонти­рованный) ШГН с эксплуатационным паспортом. Разборка насоса на скважине запрещается.

Насос подвергается визуальному осмотру: проверяется ход плун­жера в цилиндре, сверяется маркировка насоса с данными паспорта,

проверяется ход плунжера, состояние резьбовых соединений, патрубка удлинителя, фильтра или ГПЯ.

Перед проведением СПО рабочая площадка и приемные мостки должны быть очищены от грязи.

Спуск ШГН в скважину производится согласно компоновке, ука­занной в плане работ (заказ-наряде).

Перед спуском производится замер длины труб и штанг, оформля­ется мера.

При спуске трубного насоса сначала нужно спустить защитное приспособление (ГПЯ, фильтр и т.п.), затем цилиндр с всасывающим клапаном, с патрубком и муфтой под элеватор и насосно-компрес-сорные трубы до необходимой глубины.

НКТ, спускаемые в скважину на внутренней поверхности, не дол­жны иметь отложений солей, парафина, окалины и грязи. Для про­верки состояния внутренней поверхности, а также для подтвержде­ния проходного сечения (особенно при спуске НН2Б - 57 и вставных ШГН всех типоразмеров) НКТ шаблонируются шаблоном:

После спуска НКТ проверить и при необходимости заменить на планшайбе подвесной патрубок, а после отработки ШГН более одно­го года подвесной патрубок меняется в обязательном порядке.

После посадки планшайбы на фланец колонной головки, на штан­гах спускают плунжер. Не допуская трех последних штанг, произвес­ти промывку насоса жидкостью глушения, в объеме не менее 16 м 3 , для очистки насоса от возможных мехпримесей, окалины и т.п. При комплектовании компоновки автосцепом, плунжер спускается в ци­линдре, предварительно навернув узел автосцепа (пику или захват), и затем спускают колонну штанг.

Вставной насос спускается в следующей последовательности:

Защитное приспособление (газовый якорь, песчаный якорь, фильтр и т.п.);

Замковая опора;

После посадки планшайбы на фланец колонной головки, в колон­ну НКТ на насосных штангах производится спуск вставного на­соса.

Насосные штанги, спускаемые в скважину, должны быть прямо­линейными и чистыми (без каких-либо отложений и повреждений внешней поверхности тела штанг, их резьбовых соединений и муфт).

Спуск последних трех штанг производить на малой скорости, во избежание резкой посадки плунжера в насос или вставного насоса в

замковую опору, иначе это может привести к задиру плунжера или повреждению посадочной поверхности замковой опоры.

При СПО штанг со скребками-центраторами необходимо обяза­тельное использование направляющей конусообразной воронки для предоотвращения сколов скребков-центраторов. Скорость спуска штанг - 0,25 м/с, при этом небходимо производить визуальный кон­троль за целостностью всех скребков-центраторов.

После спуска насоса в скважину на требуемую глубину, необходи­мо произвести подгонку колонны насосных штанг, для обеспечения нормальной работы штангового насоса.

Посадка плунжера является наиболее ответственной операцией. При допуске плунжера к цилиндру, последнюю штангу спускают мед­ленно, чтобы не допустить удара о нижнюю часть насоса.

Проворачивая всю колонну насосных штанг круговым ключом по ходу часовой стрелки (не более двух оборотов), медленно вводят плун­жер в цилиндр.

Когда посадка произведена, делают отметку на штангах, припод­нимают их и вторично сажают. Если метка на верхней (контрольной) штанге остается на прежнем месте, значит плунжер находится в на­сосе.

После этого регулируют ход плунжера при помощи подъемного агрегата.

Осторожно приподнимают штанги до тех пор, пока ИВЭ-50 - элек­тронный индикатор - веса зафиксирует вес всей колонны штанг, после этого делается вторая метка на верхней (контрольной) штанге. К рас­стоянию между первой и второй меткой плюсуется поправка на вы­тяжку штанг при работе ШГН, а суммарное расстояние составит 350- 400 мм.

В дополнение к суммарному расстоянию, на верхней (конт­рольной) штанге отмечают расстояние, соответствующее высоте СУСГ и нижнему положению головки балансира станка-качалки.

Поднимают верхнюю (контрольную) штангу, отвинчивают и вы­меряют этой штангой полированный шток, если верхняя (конт­рольная) штанга соответствует длине полированного штока, то ее за­меняют полированным штоком. Полированные штоки выпускают диаметром 32 мм и длиной 2600-4600 мм. Длину полированного штока выбирают в зависимости от длины хода станка-качалки.

При несоответствии длины верхней (контрольной) штанги длине

полированного штока, подгонку (подбор) длины заменяемой верх­ней (контрольной) штанги производят подгоночными шточками (по­луштангами) различной длины. Диаметр подгоночных шточков (по­луштанг) должен соответствовать диаметру верхней части колонны штанг.

Подбор длины заменяемой верхней (контрольной) штанги должен быть произведен так, чтобы соединение колонны штанг или подго­ночных шточков (при подборе длины заменяемой контрольной штан­ги) с полированным штоком, даже при самом верхнем положении плунжера, не касалось СУСГ.

После завершения работ по подгонке хода плунжера собрать усть­евое оборудование и при помощи подъемного агрегата, перемещени­ем колонны штанг сделать не менее 6-8 ходов плунжера и вызвать подачу (при низком статическом уровне долить скважину до устья).

Провести ревизию СУСГ, сменить нижнее сальниковое уплотне­ние, в случае выявления дефектов СУСГ - дать заявку нефтепромыс­лу на завоз нового и заменить его.

За 2 часа до запуска скважины, бригадой подтверждается заявка на вызов представителя нефтепромысла. Заявка передается диспет­черу или технологу нефтепромысла.

В присутствии представителя ЦДНГ вызвать подачу и опрессовать НКТ насосом с составлением акта о приемке скважины из ремонта, затем посредством канатной подвески подвести колонну штанг к го­ловке балансира и запустить станок-качалку в работу.

Мастер бригады ПРС (КРС) заполняет эксплуатационный паспорт ШГН с указанием всех параметров компоновки спущенного подзем­ного оборудования (диаметр НКТ, штанг, наличие и количество цен­траторов, фильтра, ГПЯ и т.п.).

Акт о сдаче скважины из ремонта подписывается, после 72 часов безотказной работы ШГН, представителем нефтепромысла. Основа­нием для подписания акта о сдаче скважины из ремонта является ди-намограмма, снятая после запуска скважины. К акту на ремонт сква­жины прилагается эксплуатационный паспорт ШГН, который дол­жен хранится вместе с актом, и при последующем ремонте переда­ваться ЦПРС с заполнением данных о работе насоса.

Если коротко, то внутри происходят два основных процесса:
отделение газа от жидкости - попадание газа в насос может нарушить его работу. Для этого используются газосепараторы (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Кроме того, для нормальной работы насоса необходимо отфильтровывать песок и твердые примеси, которые содержатся в жидкости.
подъем жидкости на поверхность - насос состоит из множества крыльчаток или рабочих колес, которые, вращаясь, придают ускорение жидкости.

Как я уже писал, электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

В сборе УЭЦН выглядит вот так:

После того, как жидкость поднята на поверхность, ее необходимо подготовить для передачи в трубопровод. Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода – это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80 %. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо. Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Вначале нефть попадает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод).

Все данные по добыче - суточный дебит, давления и прочее фиксируются операторами в культбудке. Потом эти данные анализируются и учитываются при выборе режима добычи.
Кстати, читатели, кто-нибудь знает почему культбудка так называется?

Далее частично отделенная от воды и примесей нефть отправляется на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) для окончательного очищения и поставки в магистральный трубопровод. Однако, в нашем случае, нефть вначале проходит на дожимную насосную станцию (ДНС).

Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УКПН недостаточно.
Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ - под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу.

УКПН представляет собой небольшой завод, где нефть претерпевает окончательную подготовку:

• Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)
• Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)
• Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)
• Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке)

Для более эффективной подготовки нередко применяют химические, термохимические методы, а также электрообезвоживание и обессоливание.
Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 м³ до 50000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод и отправляется на переработку. Но об этом мы поговорим в следующем посте:)

В предыдущих выпусках:
Как пробурить свою скважину? Основы бурения на нефть и газ за один пост -

Типы ШГН:
НВ1 - вставные с замком наверху
НВ2 - вставные с замком внизу
НВ1Б-44-18-12-2-И
НВ1 - тип насоса;
Б - исполнение по цилиндру;
44 - условный размер (диаметр плунжера)насоса;


2 - группа посадки;
И - исполнение по стойкости к среде.

Типы ШСН:
НН - невставные без ловителя
НН1 - невставные с захватным штоком
НН2 - невставные с ловителем
Б - цилиндр насоса безвтулочный
С - цилиндр насоса с втулками
НН2Б-57-30-12-1

Типы ШСН:
НН - невставные без ловителя
НН1 - невставные с захватным штоком
НН2 - невставные с ловителем
Б - цилиндр насоса безвтулочный
С - цилиндр насоса с втулками

НВ1Б-44-18-12-2-И
НВ1 - тип насоса;
Б - исполнение по цилиндру;
по конструктивным особенностям:
Т - с полым (трубчатым) штоком, обеспечивающим
подъем жидкости по каналу колонны полых штанг;
А - с сцепляющим устройством (автосцепом) (только
для НН) обеспечивающим сцеплением колонны
штанг с плунжером насоса;
Д1 - одноступенчатые, двухплунжерные обеспечивающие создание гидравлического
тяжелого низа;
Д2 - двухступенчатые, двухплунжерные обеспечивающие двухступенчатое сжатие
откачиваемой жидкости;
У - с разгруженным цилиндром (только для НН2)
обеспечивающим снятие с цилиндра циклической
нагрузки при работе.
44 - условный размер (диаметр плунжера) насоса;
18 - ход плунжера в мм уменьшенный в 100 раз;
12 - напор насоса в м уменьшенный в 100 раз;
2 - группа посадки;
1И- -замок;
2 - шток;
3 - упор;
4 – контргайка;
исполнение
по стойкости
к среде;
5 - клетка плунжера; 6 - цилиндр; 7 - плунжер;
8 - нагнетательный клапан; 9 - всасывающий
клапан

Вставные насосы

Невставные насосы

НН2Б-57-30-12-1
Невставные (трубные) насосы
опускают в скважину частями:
цилиндр – на колонне НКТ,
а плунжер в сборе со всасывающим и
нагнетательным клапанами – на штангах.
1 - цилиндр; 2 - шток; 3 - клетка плунжера;
4 - плунжер; 5 - нагнетательный клапан;
6 - шток ловителя;
7 - всасывающий клапан; 8 - седло конуса

Посадка плунжера в цилиндре насоса характеризуется предельными величинами зазоров (на диаметр) между плунжером и цилиндром. В зависимости

от предельных величин зазоров насосы выпускаются следующих групп
посадки:
«1» группа - до 0,063мм.
«2» группа - от 0,025 до 0,078мм
«3» группа - от 0,050 до 0,113мм
«4» группа - от 0,075 до 0,138мм
«5» группа - от 0,100 до 0,163мм
Группы посадки плунжера в цилиндре насоса по стандарту АРI
(Американский нефтяной институт).
1 – 0,025-0,088
2 – 0,050-0,113
3 – 0,075-0,138
4 – 0,100-0,163
5 – 0,125-0,188

Цилиндры ШГН

Безвтулочные цилиндры:
а - вставных насосов условным диаметром от 29 до 57 мм, с ходом плунжера 1200 и
3500 мм; б - невставных насосов;
в - вставных насосов условным диаметром от 38 до 57 мм, с ходом плунжера 4500 и
6000 мм.

Составной (втулочный) цилиндр:
1 – стяжная муфта; 2 – втулка; 3 – кожух
Сборка плунжера штангового скважинного насоса:
1 – плунжер; 2 – узел нагнетательного клапана; 3 – клетка клапана

Плунжеры ШГН

Клапанные узлы
По ОСТ 26-16-06-86 пару седло - шарик изготовляют в трех исполнениях: К, КБ и КИ
Клапанами К и КБ (клапан с буртом) комплектуют насосы обычного исполнения по
стойкости к среде, а клапанами КИ - абразивостойкие насосы.
Чем больше диаметр проходного отверстия седла клапана, тем меньше
гидравлические потери на клапанном узле, что особенно важно при откачке вязких
жидкостей. Однако в этом случае возможно залипание шарика в седле за счет
упругой деформации последнего, поэтому соотношение диаметра отверстия седла
dотв к диаметру шарика dш строго задано стандартом и установлено равным 0,865
Шар изготавливается из высокоуглеродистой нержавеющей стали 95X18Ш с
твердостью НRC 65, седло из нержавеющей стали 30Х13, 95X18 с твердостью HRC 45.

Замковые опоры

ЗАМКОВАЯ ОПОРА ТИПА ОМ
Замковая опора предназначена для фиксации
вставных насосов в колонне НКТ на необходимой
глубине. Опора типа ОМ состоит из двух групп
деталей:
- спускаемых на НКТ (переводник, опорное
кольцо, пружинный якорь, опорная муфта, кожух,
направляющий переводник;
- на насосе (упорный ниппель и конус).
Фиксация насоса осуществляется посадкой конуса на
опорное кольцо и упором лепестков якоря в выточку
ниппеля.
Замковая опора:
1,6 - переводники;
2 - опорное кольцо;
3 - пружинный якорь;
4 - опорная муфта;
5 - рубашка

Использование: при добыче нефти. Сущность изобретениясамоуплотняющиеся манжеты установлены в кольцевых пазах 4, сообщающихся с полостью (П) 8 каналами 7, 9. Каналы 7, 9 перекрыты пробкой 11, установленной с возможностью осевого перемещения, выполненной в П 8. П 8 установлена мембрана 12, к-рая составляет часть внешней поверхности плунжера, отделяют П 8 от внешней среды и заполнена жидкостью. Толщина индикаторного сечения мембраны 12 соответствует величине технологически допустимого износа плунжера. В пробке 11 выполнен канал 13 для сообщения П 8, ограниченной мембраной 12, с полостью паза 4 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Р 04 В 21/04

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

"Техника и технология добычи нефти" (72) В.А,Афанасьев, В,С.Журавлев и А.Г.Сергеев (56) Авторское свидетельство СССР

¹535423,кл. F 04 В21/04,1950. (54) ПЛУНЖЕР ШТАНГОВОГО ГЛУБИННОГО НАСОСА (57) Использование: при добыче нефти. Сущность изобретения: сэмоуплотняющиеся

Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти, а именно к штанговым глубинным насосам (ШГН), Известен манжетный плунжер ШГН, у которого с целью увеличения срока эксплуатации кольцевая канавка под верхней манжетой сообщается каналом (отверстием) с полостью плунжера, а остальные кольцевые канавки под нижними манжетами сообщаются с наружной частью плунжера, благодаря чему манжеты должны вступать в работу поочередно по мере износа вышестоящей манжеты (1), В известном плунжере на верхнюю манжету действует перепад давлений в полости плунжера и в окружающей среде (на внешней поверхности), возникающий при движении плунжера вверх, На всех остальных манжетах перепада давлений создаваться не будет, т.к, на их внешнюю и внутреннюю поверхность действует одно и то же давление внешней среды. Следовательно, какоголибо заметного увеличения срока

SU 1756613 А1 манжеты установлены в кольцевых пазах 4, сообщающихся с полостью (П) 8 каналами 7, 9. Каналы 7 9 перекрыты пробкой 11, установленной с возможностью осевого перемещения, выполненной в П 8. П 8 установлена мембрана 12, к-рая составляет часть внешней поверхности плунжера, отделяют П 8 от внешней среды и заполнена жидкостью.

Толщина индикаторного сечения мембраны

12 соответствует величине технологически допустимого износа плунжера, В пробке 11 выполнен канал 13 для сообщения П 8, ограниченной мембраной 12, с полостью каза 4.

2 з.п, ф-лы, 4 ил, эксплуатации известная конструкция не обеспечивает, Целью изобретения является увеличение срока службы плунжера, Для достижения поставленной цели в плунжере с сэмоуплотняющимися манжетами, установленными в кольцевых пазах, канал. сообщающий полость паза с полостью плунжера, перекрыт пробкой, установленной с возможностью осевого перемещения в полости, выполненной в теле плунжера и выведенной с одного торца пробки в полость плунжера, а с другого торца перекрытой закрепленной на внешней поверхности плунжера мембраной, отделяющей ее от внешней среды, и заполнена жидкостью.

Для своевременного включения манжет в работу толщина мембраны (или ее индикаторного сечения) должна соответствовать величине технологически допустимого износа плунжера, а для надежного заполнения жидкостью полости перекрытого пробкой канала в пробке может быть выполненн канал для сообщения полости, ограни1756613 ченнай мембраной, с полостью кольцевого паза, Предложенный плунжер до разрушения мембраны работает в режиме металлического плунжера, а после ее разрушения — в режиме манжетного. Включение манжет в работу после технологического износа металлической поверхности значительно про-. длит срок службы плунжера, Отличительные признаки предложенного плунжерэ не обнаруженыы в.известных технических решениях, что свидетельствует о их соответствии критерию "Существейньге отличия", На фиг. 1 дан общий вид предлагаемого плунжерэ; на фиг, 2 — общий вид вставки плунжера с самоуплотняющимися манжетами; на фиг. 3 — поперечное сечение плунжера А-А на фиг. 2; на фиг. 4 — поперечное сечение плунжера Б-Б на фиг, 2.

Плунжер штангового насоса выполнен составным, (фиг, 1) — основной корпус 1, вставка 2 с сэмоуплотняющимися манжетами и клапанный узел 3. Плунжер может быть выполнен цельным, но предлагаемая конструкция из составных частей более технологична: .

Во вставке 2 (фиг. 2) в кольцевых пазах

4 установлены самоуплотняющиеся манжеты, состоящие из резиновых манжет 5 и упругих разрезных пластмассовых колец 6 с раздвижными замками. Кольцевые пазы 4 посредством канала 7, полости 8 и канала 9 (продолжение канала 7) сообщаются с внутренней полостью 10, при этом каналы 7 и 9 перекрыты пробкой 11, установленной с воэможностью ее осевого перемещения в полости B. В полости 8 установлена мембрана 12, которая составляет часть внешней поверхности плунжера, отделяет полость 8 от внешней среды и своей конфигурацией образует индикаторное сечение "а", соответствующее величине технологически допустимого износа плунжера, Для заполнения внутренних полостей и канала плунжера жидкостью и исключения в них газовых амортизирующих объемов в пробке 11 выполнен канал 13, соединяющий канал 7 с каналом 14, Каналы 7 и 14 ограничены герметичными пробками 15 и

Плунжер штангового насоса работает следующим образом. При выработке плунжером номинального ресурса времени, установленного по максимально допустимому износу плунжера, соответствующему индикаторному сечению "а", мембрана 12 (не разрушаясь полностью и исключая тем самым возникновение заклинивания плунжера остатками ее частей) соединяет полость

8 с внешней полостью плунжера. При ходе

25 а =д — Лд, 30

55 где д — величина износа плунжера, соответ.ствующая максимально допустимой величине утечек;

Лд — зазор между плунжером и цилиндром, соответствующий величине принятой посадки.

Величину д определяют по максимально допустимым утечкам и параметрам эксплуатации насоса (Справочная книга по добыче нефти. Ш.К.Гимэтудинов, M., Недра, 1974, с, 258). / Ц

0,00497 л D g Н где q — максимально допустимые утечки, м /сут„ ! — длина плунжера, м„

v — кинематическэя вязкость добываемой жидкости, см /c;

0 — диаметр плунжера, см.;

g — ускорение свободного падения, см /c;

Н вЂ” высота подъема жидкости, м.

Формула изобретения

1. Плунжер штэнгового глубинного насоса с самоуплотняющимися манжетами. установленными в кольцевых пазах, сообщающихся с полостью плунжера при помощи канала, отличающийся тем, что, с целью увеличения срока службы, канал. сообщающий полость паза с полостью плунжера, перекрыт пробкой, установленной с плунжера вверх давление во внутренней полости 10 устанавливается выше, чем давле-. ние с внешней стороны, за счет утечек, Под действием этого давления пробка 11 перемещается в сторону мембраны и внутренняя полость 10 соединяется через канал 9, полость 8 и канал 7 с кольцевыми пазами 4.

При этом вступают в работу самоуплотняющиеся манжеты 5 и кольца 6.

При ходе плунжера вверх под действием давления столба жидкости манжеты 5 растягиваются и раздвигают кольца 6, которые герметиэируют плунжер. Относительно малое сечение манжет 5 и наличие в кольцах

6 раздвижных замков обеспечивают максимальную величину диаметрального увеличения; компенсирующего износ, Для исключения несанкционированного перемещения пробки 11 полость 8 и каналы 7 и 14 заполнены дегазированной жидкостью, например силиконовым маслом.

Индикаторное сечение "а" мембраны 12 определяют иэ соотношение

10 возможностью осевого перемещения в полости, выполненной в теле плунжера, при этом последняя с одного торца пробки выведена в полость плунжера. а с другого торца перекрыта закрепленной на внешней поверхности плунжера мембраной, отделяющей ее от внешней среды, и заполнена жидкостью.

2 Плунжер по и 1 о т л и ч а ю щ и йс я тем, что толщина индикаторногD сечения мембраны соответствует величине технологически допустимого йзноса плунжера.

5 3. Плунжер поп.1 или2, отлича юшийся тем, что в пробке выполнен канал для сообщения полости, ограниченной мембраной, с полостью кольцевого паза.

Составитель В,Афанасьев

Техред M.Mopãåíòýë Корректор С,Лисина

Редактор А.3 робок

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 3075 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Работа штангового насоса

К погружному оборудованию, скважины с шгну относят:

Штанговый глубинный насос.

Насосно-компрессорные трубы.

Насосные штанги.

Различные защитные устройства (газовые или песочные якоря, фильтры).

Принцип работы ШГНУ

Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки. Где вращательное движение, получаемое от электродвигателя 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.

Штанговые насосы

Штанговые насосы по конструкции и способу установки подразделяют на невставные (трубные) и вставные .

Невставные насосы отличаются тем, что основные их узлы в скважину спускают раздельно: цилиндр – на насосно-компрессорных трубах, а плунжер и всасывающий клапан – на насосных штангах. Поднимают невставной насос также раздельно: сначала на штангах поднимают плунжер с всасывающим клапаном, затем на НКТ – цилиндр.

Невставные насосы бывают:

двухклапанные НГН-1 (насос глубинный невставной первого типа);

трёхклапанные НГН-2.

Насос НГН-1 имеет три основных узла: первый – цилиндр, который состоит из собственно цилиндра 2, патрубка-удлинителя 4 и седла конуса 6; второй – плунжер, в состав которого входят сам плунжер 3 и шариковый нагнетательный клапан 1; третий – шариковый всасывающий клапан 5 с захватным штоком 7, головка которого находится в полости цилиндра.

После спуска на НКТ цилиндра с седлом конуса 6 в скважину спускают плунжер 3 с всасывающим клапаном 5, который висит на захватном штоке 7. Всасывающий клапан вставляют в седло конуса.

Для нормальной работы насоса длину хода полированного штока выбирают таким образом, чтобы при ходе плунжера вниз он не доходил до всасывающего клапана, а при ходе вверх – не зацеплял головку балансира.

Насос НГН-1 - предназначен для эксплуатации скважин при глубине подвески до 1500м.

Существенный недостаток насоса НГН-1 – слишком большой объём вредного пространства. Этот недостаток устранён в трёхклапанных насосах НГН-2, в нижней части плунжера которого имеется второй нагнетательный клапан 8. Всасывающий клапан в скважину спускают посаженным в седло конуса, а поднимают с помощью укороченного захватного штока 10 с поперечной шпилькой на головке. Перед подъёмом плунжера спускают до упора на всасывающий клапан. Укороченный шток с поперечной шпилькой заходит в фигурный паз 9, находящийся в нижней части плунжера, и при повороте штанг с плунжером вправо на четверть оборота зацепляется с ним. Возвращение всасывающего клапана после осмотра на своё место осуществляют также с помощью укороченного штока. Для этого после посадки всасывающего клапана в седло конуса штанги поворачивают влево и приподнимают таким образом, чтобы при ходе плунжера вниз они не доходили до укороченного штока.

Недостатком невставных насосов типа НГН является то, что для устранения неисправностей или смены насоса необходимо поднимать сначала штанги с плунжером и всасывающим клапаном, затем – насосно-компрессорные трубы с цилиндром, на что затрачивается много времени.

Поэтому предложены вставные насосы типа НГВ , которые спускаются в скважину сразу в собранном виде на штангах.

На практике широко применяют насосы типа НГВ-1, предназначенные для эксплуатации скважин при глубине подвески до 2500м.

Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет всасывающий клапан 8, а на верхнем конце – конус 3, который входит в замковую опору 4 и герметизирует насосно-компрессорные трубы (НКТ) 7. Плунжеры 6 подвершивают на колонне штанг при помощи штока 1 таким образом, чтобы при ходе вниз он не касался всасывающего клапана, а при ходе вверх не доходил до ниппеля 2. Ниппель смонтирован на верхнем конусе и служит для направления штока 1. На нижнем конце НКТ смонтирована направляющая труба.

Плунжеры насоса типа НГВ-1 изготавливают диаметрами 28, 32, 38 и 43мм.

Для эксплуатации скважин глубиной от 2500 до 3500м применяют насосы типа НГВ-2, у которых замковая опора 1 перенесена в нижнюю часть кожуха 2, что позволяет разгрузить его от растягивающих усилий при ходе вниз.

Цилиндр насоса собирается из отдельных втулок длиной 300мм, которые изготавливают из модифицированного серого чугуна или из легированной стали. С целью повышения износостойкости и твёрдости рабочей поверхности втулки подвергают специальной термической обработки. В зависимости от типа насоса и их подачи рабочие цилиндры насосов собирают из 2 – 29 втулок.

Плунжеры штанговых насосов изготавливают из цельнотянутых стальных труб длиной 1200м и толщиной стенок от 5 до 9,5мм.

Для эксплуатации скважин с нефтяными без механических примесей применяют плунжеры с гладкой внешней поверхностью.

На скважинах с большим содержанием песка в откачиваемой жидкости применяют специальные плунжеры типа «пескобрей».

На штанговых насосах применяют шариковые клапаны, их седла имеют или бурт, или гладкую поверхность. Последние применяют в качестве нагнетательных клапанов.