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.
Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся:
· ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг);
· малая подача насоса;
· ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных)
Глубинный штанговый насос в простейшем виде (см. рисунок справа) 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.
Штанговый насос относится к объемному типу насоса, работа которого обеспечивается возвратно-поступательным перемещением плунжера с помощью наземного привода через связующий орган (колонну штанг). Самая верхняя штанга называется полированным штоком , она проходит через сальник на устье скважины и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью траверсы и гибкой канатной подвески.
Основные узлы привода УШГН (станка-качалки): рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, 6алансир с поворотной головой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами, комплектуются набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней, электродвигатель устанавливают на поворотной салазке.
Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ)
АГЗУ - Автоматизированная Групповая Замерная Установка - блок учета для автоматического определения дебитов нефтяных скважин.
Автоматизированные групповые замерные установки применяются в следующих областях: напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.
Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. В технологическом блоке размещены:
· замерный сепаратор (ёмкость сепарационная);
· переключатель скважин многоходовый ПСМ;
· счетчик жидкости;
· регулятор расхода;
· привод гидравлический;
· блок гидропривода;
В аппаратурном блоке размещены:
· блок управления;
· блок индикации;
· блок питания.
Принцип работы. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поступает в общий трубопровод (через датчик расхода газа), а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором.
Экскурсии
27 июня 2015 года мы под руководством Зиганшина С.С. отправились в Альметьевск на учебную буровую . Там проводились соревнования между несколькими буровыми бригадами.
6 июля 2015 года мы пошли в лабораторию ООО "Башнефть-Петротест". Там занимаются анализированием нефти на состав, плотность и другие параметры. Об этом нам подробно рассказала Наталья Викторовна. Также нам рассказали об основных экологических проблемах в нефтегазовой отрасли и об их решениях.
7 июля 2015 года мы поехали на куст № 1262 НГДУ "Туймазынефть", который находится в 25-м микрорайоне (недалеко от сероводородной лечебницы). Там нас встретил оператор 5-го разряда Тронтов А.В. Он же вместе с нашим руководителем Зиганшиным С.С. рассказали об устройстве и принципе работы ШГН, об основных обязанностях оператора.
| Тронтов А.В. и Зиганшин С.С. объясняют принцип работы ШГН |
9 июля 2015 года мы были в Производственном управлении "Обустройство и обслуживание месторождений" Таргин Механосервис (Октябрьский цех), находящийся по адресу ул. Северная 2. Там нас встретил директор Халиков Азат Венерович. Данное предприятие занимается ремонтом нефтепромысловых устройств (бурильные насосы, такой как мультифазный насос, ШГН, ЭЦН и др.). Предприятие производит ремонт как с выездом на месторождение, так и у себя в цеху.
Экскурсию вел механик, недавно выпустившийся студент, Михаил.
Вел экскурсию буровой мастер Валиуллин Айдар Фаритович. Там нам рассказали о процессе бурения скважины, подачи воды в скважину для очистки ее от бурового шлама.
На этом и закончились наши экскурсии.
Заключение
Во время учебной практики мы побывали на экскурсиях под руководительством Зиганшина С.С. Он рассказывал нам очень много и подробно о работе бурильщиков, о принципах работы буровых насосов, штанговых глубинных насосов, автоматизированных групповых замерных установок, о правилах техники безопасности на буровой. За время практики мы узнали много нового не только о принципах работы тех или иных установок, но и о тяжелом труде нефтяника.
Список использованной литературы и материалов
1) Разработка месторождений природных газов: Учебное пособие для вузов. 2011;
2)Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «правила безопасности. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03, Госгортехнадзор России, 2015;
3) Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. РД 39-0148070-6.027-86;
4) Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. -М.: Недра. – 2010. – 680 с.;
5) Основы технологии бурения скважин, учебное пособие, Дмитриев А.Ю.;
6) Справочник бурильщика, Ю.В.Вадецкий, 2008, Москва, Издательский центр "Академия";
7) Интернет источник, http://gazovikoil.ru/index.php?id=253, дата обращения 4 августа 2015 год;
8) Интернет источник, http://vseonefti.ru/upstream/shtangovyi-nasos.html, дата обращения 4 августа 2015 год.
Вызов на практику (гарантийное письмо).
Директору филиала ФГБОУ ВПО
"УГНТУ" в г. Октябрьском
профессору В.Ш. Мухаметшину
Уважаемый Вячеслав Шарифуллович, нефтяная компания ОАО Сургутнефтегаз гарантирует прохождение производственной практики студента 2 курса Герасимова Льва Сергеевича по специальности "Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа" сроком с 29 июня по 1 августа. Предприятие гарантирует оплачиваемую практику, а также проживание в общежитии.
Генеральный директор предприятия: (ФИО)
(Подпись)
Резюме
Герасимов Лев Сергеевич
Место жительство (регистрация): РФ, Республика Башкортостан,
район Белебеевский, р.п.Приютово, ул. Свердлова, дом 13, кв. 32
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.
Типы штанговых насосов
- Невставные. Цилиндр насоса опускается в нефтяную скважину по насосным трубам без плунжера. Последний опускается на насосных штангах , и вводится в цилиндр совместно с всасывающим клапаном. При замене подобного насоса необходимо сперва поднять из скважины плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.
- Вставные. Цилиндр с плунжером опускается в нефтяную скважину на штангах. У подобных насосов диаметр плунжера должен быть гораздо меньше, чем трубный диаметр. Соответственно, при необходимости замены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъём труб.
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.
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.
П
ри
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.
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.
Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся:
- ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг);
- малая подача насоса;
- ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных)
Глубинный штанговый насос в простейшем виде (см. рисунок справа) 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.
Штанговый насос относится к объемному типу насоса, работа которого обеспечивается возвратно-поступательным перемещением плунжера с помощью наземного привода через связующий орган (колонну штанг). Самая верхняя штанга называется полированным штоком , она проходит через сальник на устье скважины и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью траверсы и гибкой канатной подвески.
Основные узлы привода УШГН (станка-качалки): рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, 6алансир с поворотной головой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами, комплектуются набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней, электродвигатель устанавливают на поворотной салазке.
Штанговые насосы бывают вставные (НСВ) и невставные (НСН) .
Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление, а насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб.
Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.
И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.
