Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Некоторые параметры скважинных штанговых насосов





 

 

 

 

 

 

 

Насос Объемная доля механических примесей, % Вязкость жид­кости, не более, Па-с Объемная доля свободного газа на приеме на­соса, не более, %
НСН1, НСН2, НСВ1, НСВ2 До 0,05 0,025
НСВ1П До 0,20
НСВ1В, НСН2В, НСН21 Свыше 0,20 0,015
НСВГ До 0,05 0,300
нсвд 0,015
нсна 0,025

Таблица П.З

Условные диаметры НКТ и соответствующие им

Диаметры насосов

 

  Условные диаметры НКТ, Соответствующие диамет-
Тип насосов мм  
  28, 32
Вставные 73 89 38, 43 55—56
  68—70
  28—32
Трубные 43—44 55—56
  68—70
  93—95

стоит коренное отличие между невставными (трубными) и вставными насосами. При использовании последних в 2— 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих.

При спуске невставных насосов, чтобы довести плунжер до цилиндра насоса через трубы без повреждений, трубы долж­ны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм).

При спуске вставного насоса через трубы данного диамет­ра, поскольку пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, диаметр плунжера вставного насоса дол­жен быть меньше диаметра трубного. Поэтому подача встав­ного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше по­дачи невставного.

Диаметры колонн труб, применяемых при глубиннонасос-ном способе добычи нефти для подъема жидкости на поверх­ность, выбирают в зависимости от дебита и глубины статиче­ского уровня жидкости и обычно увязывают с диаметром скважинных насосов (табл. П.З).

Штанговые скважинные насосы изготавливают с различ­ным зазором между плунжером и цилиндром. Это позволяет подбирать насосы в соответствии с условиями их работы. В за­висимости от зазора различают четыре группы посадки плун­жера в цилиндре насоса: группа 0 — с зазором от 0 -до 0,045 мм; группа I — с зазором от 0,020 до 0,070 мм; груп­па II — с зазором от 0,070 до 0,0120 мм; группа III — с зазором от 0,120 до 0,170 мм (изготавливают только по требованию



заказчика).

Насосы изготавливают следующих типов (рис. 11.24): НСВ1 — вставной, Одноступенчатый, одноплунжерный с вту­лочным цилиндром и замком наверху; НСВ2— то же, с зам­ком внизу; НСВГ — вставной, одноступенчатый, двухплунжер-


ный с втулочным цилиндром и замком наверху; НСВД — вставной, двухступенчатый, двухплунжерный с втулочным ци­линдром и замком наверху; НСН1 — невставной, одноступен­чатый, одноплунжерный с втулочным цилиндром и захватным штоком; НСН2— невставной, одноступенчатый, одноплунжер­ный с ловителем; НСНА — то же, с автоцепом (Автоматическое сцепляющее устройство с устройством для слива жидкости).

Условное обозначение насосов означает: буквенный шифр с цифрами 1 или 2 — тип насоса и его исполнение; условный размер насоса (в мм) (для двухплунжерных насосов записы­вается через дробь); буква Р—• насосы с клапанами «С4»; Длина хода плунжера (в мм), уменьшенная в 100 раз; макси­мальная глубина спуска насоса (вм), уменьшенная в 100 раз; Цифры О, 1, 2 —группа посадки. Например, НСВ1-43-18-15-0, НСВ1-43Р-18-15-1, НСН2-55-25-18-2.

Насос типа НСВ1 (рис. 11.25) состоит из цилиндра 8, нагнетательного 5 и всасывающего 6 клапанов, противопе-сочного клапана /, замка 2 и плунжера 4. Замок и противопе-сочный клапан установлены на верхнем конце цилиндра, а в




нижний конец ввернут всасывающий клапан. Нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера, а в верхний конец последнего ввинчивается шток с переводником штока и контргайкой. Нагнетательные и всасывающие клапаны выпол­нены сдвоенными парами «седло — шарик», что увеличивает надежность и долговечность насоса. Всасывающий клапан имеет увеличенное проходное сечение, что способствует улуч­шению заполнения цилиндра насоса.

Замок имеет посадочный конус, посредством которого осу­ществляется посадка насоса в замковую опору. С насосом применяют замковую опору типа ОМ (с пружинным якорем). Насос фиксируется в опоре пружинным якорем и извлекается из скважины при подъеме колонны насосных штанг. При этом


плунжер, упираясь в узел замка, протаскивает цилиндр насоса и сры­вает его из замковой опоры.

Насос типа НСВ2 полностью унифицирован с насосом НСВ1, но отличается расположением замка, который установлен на нижнем кон­це цилиндра.

Насос сажается в замковую опо­ру нижним концом. Это освобожда­ет цилиндр от циклической растя­гивающей нагрузкии дает возмож­ность значительно увеличить глуби-ни подвески насосов.

Узел замковой опоры (рис. 11.26) насоса, спускаемый в скважину на трубах для установки вставного насоса, состоит из пере­водника /, присоединяемого кНКТ, муфты опорной 2, кольца опорного, якоря пружинного 3, рубашки опо­ры 4 и муфты направляющей.

Пружинный якорь опоры пред­ставляет собой полый усеченный ко­нус с шестью продольными разре­зами, которые образуют на конусе лепестковые пластинчатые пружи­ны. При спуске в скважину насос раздвигает своим нижним концом пружины замка и проходит через них вниз до тех пор, пока конус не сядет в седло. В этот момент концы пружин замка оказываются напро­тив конического буртика на конусе Цилиндра и упираются в него, за­держивая насос в замковой опоре.

Пружины замка раздвигаются при усилии около 20 кН, поэтому Для установки насоса на место до­статочно приложить к нему часть веса штанг.

Для подъема насоса не требует­ся большого усилия, так как концы пружин находятся на конусной по­верхности буртика и при небольшом Натяжении легко раздвигаются.

В последние годы широко при-меняют насосы типа ГЗ (с гид­равлическим затвором из вязко-


пластичной жидкости, заполняющей зазор между плунжером и цилиндром). Использование таких насосов уменьшает утечки нефти из труб в скважину через зазор между плунжером и ци­линдром, тем самым повышает коэффициент наполнения глу­бинного насоса.

Насос типа НСН1 (рис. 11.27). К нижнему концу плунжера присоединен наконечник, а в верхнем конце установ­лен нагнетательный клапан. К клапану присоединяется шток, а к штоку — колонна насосных штанг. Всасывающий клапан подвешивается к нижнему концу плунжера на захватном што­ке и при работе насоса сажается в седло конуса. Основные детали и сборочные единицы насоса НСН1 унифицированы с насосом НСН2.

В скважину на колонне подъемных труб спускают цилиндр насоса, а на колонне насосных штанг — плунжер вместе со всасывающим клапаном, который сажается в седло конуса. Длина штока обеспечивает длину хода плунжера с учетом запаса для подвешивания колонны насосных штанг.

При демонтаже насоса после подъема колонны насосных штанг с плунжером и всасывающим клапаном жидкость из колонны подъемных труб сливается в скважину через открыв­шееся седло конуса, после чего поднимают колонну труб с цилиндром насоса.

Кроме описанных основных типов невставных насосов на практике в ряде случаев применяют насосы с укороченными цилиндрами и так называемые манжетные насосы. Такие насосы собирают на плунжерах с выточками, в которые впрес­совывают резиновые манжеты — кольца. Цилиндры в таких случаях могут быть как с втулками, так и без них. Манжет­ные насосы диаметрами 56, 70, 90 и 120 мм применяют для эксплуатации неглубоких (до 400 м) скважин, обводненных и многодебитных при незначительном содержании песка в про­дукции.

Защитные приспособления — такие устройства, которые полностью или частично предотвращают вредное воз­действие песка, газа, парафина и солей на работу глубинного насоса и другого подземного оборудования, а следовательно, и самих скважин. К ним относятся песочные фильтры, газовые якоря, скребки-завихрители и т. д.

При работе штанговых насосных установок чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу на­соса, уменьшающего коэффициент наполнения его цилиндра-Для борьбы с вредным влиянием газа применяют газовые якоря, работа которых основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использова­ние принципа центрифугирования при завихрении потока и т. д. В связи с этим предложено много различных конструк-

 


ций газовых якорей. Примером удачной конструкции якоря-может служить газовый якорь зонтичного типа (рис. 11.28). В этом случае межтрз'бное пространство перекрывает­ся эластичным пакером 1. Газожидкостная смесь (ГЖС) посту­пает в кольцевой зазор 4 между корпусом якоря 2 и всасы­вающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скапливается жидкость практически без газа. Эта жидкость по каналу 3 поступает на прием насоса.

Для борьбы с вредным влиянием песка используют при­способления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре (рис. 11.29, а) поток жидкости с песком изменяет на­правление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполне­нии кармана песком якорь извлекают на поверхность и очи-Щают. Для эффективной работы песочного якоря необходимо, чтобы скорости восходящего потока жидкости были бы мень-JjUe скорости оседания частиц песка. По опытным данным эф-Рективность обращенного якоря (рис. 11.29, б) выше прямого так как в нем благодаря насадке создается повышенная ско­рость потока с песком. В результате условия оседания песка Улучшаются.

Наряду с песочными якорями применяют также различ­ные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. предотвращения оседания леска на забое иногда в затруб-

 


яое пространство подливают жидкость. При этом насос спу­скают до забоя, часть откачиваемой из скважины жидкости поступает в межтрубное пространство скважины. За счет та­кого подлива создается повышенная скорость восходящего лотока жидкости, при которой песок выносится, не оседает на забой и не образует песчаных пробок. Иногда с той же целью устанавливают на поверхности насос, с помощью кото­рого по трубопроводам закачивают жидкость в скважины, экс­плуатация которых осложнена песком.

С осложнениями, вызванными отложением парафина, бо­рются различными методами: периодической тепловой обра­боткой скважины (обычно закачкой пара в межтрубное про­странство), закачкой растворителей (керосина, солярки и т. д.), прикреплением к колонне штанг скребков различной конструк­ции, которые во время работы насоса медленно вращаются с помощью специального механизма — штанговращателя; остек-лованием труб (покрытием внутренней поверхности труб слоем стекла толщиной около 1 мм) и т. д.

Осложнения, вызванные отложением солей, также устра­няют различными методами: периодической закачкой в пласт различных кислот и других ингибиторов; применением сква-жинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в небольших количествах вводят растворители солевых отложений; периодической промывкой скважины и т. д.









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.