ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ

При использовании штанговой скважинной насосной установ­ки (ШСНУ) пластовая жидкость поднимается скважинным насо-

32

 

Рис. II.4. Балансирный станок-качалка:

1—канатная подвеска; 2—балансир с поворотной головкой; 3— опора балансира; 4 — стойка; 5 — шатун; 6 — кривошип; 7 — редуктор; 8 — ведомый шкив; 9 — клиноременная передача; 10 — электромотор; 11 — ведущий шкив; 12 – ограждения; 13 — салазки пово­ротные для электромотора; 14 — рама; 15 — противовес; 16 - траверса; 17 — тормозной шкив

сом объемного действия, спускаемым на колонне насосно-компрес­сорных труб и приводимым в действие балансирным станком-ка­чалкой посредством колонны штанг. Установка состоит из двух частей — подземной и наземной. Подземное оборудование вклю­чает собственно насос, защитные приспособления — газовые и пе­сочные якори, предназначенные для снижения вредного действия песка и газа, находящихся в пластовой жидкости, колонны насос­но-компрессорных труб и штанг. Наземное состоит из устьевого оборудования и балансирного станка-качалки.

Работа всего этого комплекса была подробно рассмотрена в

§ 3 гл. I.

Балансирный станок-качалку (рис. 11.4) монтируют на массивном фундаменте из сборного или монолитного железобе­тона. Станок-качалка включает раму, на которой смонтированы стойка, понижающий редуктор с тормозом и приводной элект­родвигатель. Двигатель соединен с редуктором клиноременной пе-

33

 

редачей, шкив которой установлен на одном конце ведущего вала, на другом находится тормозной шкив. Тормоз служит для останов­ки балансира в нужном положении, так как, например, при отсое­динении штанг он под действием силы тяжести грузов, (укреплен­ных на нем или кривошипе, стремится повернуться вокруг своей оси. В тормоз входят две колодки с фрикционными накладками, прижимаемыми к тормозному шкиву с помощью винта, соединен­ного с приводной ручкой. Редуктор служит для уменьшения числа оборотов, передаваемых от двигателя к балансиру. Он состоит из чугунного корпуса с крышкой, внутри которого на подшипниках качения располагаются три вала двухступенчатой зубчатой пере­дачи. На выходном валу редуктора по обе его стороны установле­ны кривошипы, пальцы которых соединены с шатунами. В верхней части шатуны сочленяются с траверсой, в средней части которой располагается подшипник, соединяющий ее с балансиром. Он представляет собой массивную балку двутаврового сечения, опира­ющуюся на подшипник, установленный в верхней части пирами­ды. На противоположном конце балансира располагается головка, на которой предусмотрен желоба для тросов канатной подвески. Дно желоба представляет собой часть цилиндрической поверхно­сти, ось которой совпадает с осью вращения балансира. Благода­ря этому возвратно-качательное движение балансира преобразует­ся в возвратно-поступательное движение канатной подвески, пере­мещающейся по вертикали.

Головка соединена с траверсой с помощью шарнира, позволяю­щего ей при освобождении специальной защелки поворачиваться в сторону (на станках-качалках новых конструкций) либо откиды­ваться вверх (на старых конструкциях). Шарнирное соединение головки с балансиром обусловлено необходимостью освобождать пространство над устьем скважины для размещения оборудования при подземных ремонтах и беспрепятственного перемещения над устьем скважины талевого блока, крюка и элеватора, а также всех инструментов и приспособлений, применяемых при подземном ремонте.

Для изменения длины хода штанг в кривошипах имеется не­сколько отверстий, в которые в зависимости от требуемой длины хода вставляются пальцы кривошипов. Изменение числа качаний достигается изменением передаточного отношения клиноременной передачи — заменой шкивов на больший или меньший диаметр.

Параметры станков-качалок — максимальное усилие в точке подвеса, длина хода штанг, габариты и масса — регламентируют­ся ГОСТ 5866—76.

Подвеска служит для удержания навесу колонны штанг и соединяет устьевой шток с головкой балансира станка-качалки. Она позволяет регулировать расположение штанг по высоте и слу­жит для установки динамографа — прибора для исследования ра­боты внутрискважинного оборудования.

Подвеска состоит из верхней и нижней траверс (рис. 11.5). На нижнюю траверсу усилие передается от тросов канатной подвески

34

Рис. 11.5. Канатная подвеска устьевого штока:

1— нижняя траверса; 2 — зажимы каната; 3 — винт; 4 — верхняя траверса; 5 — клиновой зажим; 6 — муфта; 7 — канатная петля

через их заделку. Нижний конец корпуса заделки упирается в верх­нюю траверсу, в средней части которой через отверстие пропущен устьевой шток, зафиксированный с помощью клиновой подвески. Для изменения его положения относительно траверсы освобожда­ют верхнюю гайку и перемещают подвеску вниз относительно пред­варительно зафиксированного устьевого штока. При этом плашки поднимаются и освобождают шток. По окончании регулировки положения штока закручивают гайку, при этом плашки опускают­ся вниз и захватывают его. Для обеспечения надежного контакта штока с плашками рабочая поверхность последних имеет специ­альную насечку, вершины зубцов которой при восприятии осевого усилия внедряются в поверхность штока. Два винта служат для подъема верхней траверсы при установке динамографа.

Оборудование устья скважины служит для удержания колонны насосно-компрессорных труб, отвода пластовой жидкости, поднимающейся по трубам в промысловую сеть, герметизации внутренней полости НКТ и затрубного пространства.

Одна из возможных конструкций (рис. 11.6) включает в себя фланец 1, навернутый на эксплуатационную колонну, к которому болтами присоединена планшайба 2. В планшайбе имеются кана­лы 3, соединяющие затрубное пространство с вентилем. Через центр планшайбы проходит насосно-компрессорная труба, вверну­тая в муфту 4, на которой располагается тройник 5. Его боковое ответвление служит для отвода продукции скважины в нефтепро­мысловый коллектор, а на верхней части навинчен корпус сальни­ка 6 устьевого штока 7.

В процессе работы балансирного станка-качалки может нару­шиться соосность канатной подвески и устьевого сальника вслед-

 

Рис. 11.6. Оборудование устья сква­жины, эксплуатируемой ШСН

 

Рис. 11.7. Сальник устьевой: 1 — ниппель; 2 — гайка накидная; 3 — втулка; 4 — крышка шаровая; 5 —крыш­ка головки; 6 — втулка верхняя; 7 — коль­цо нажимное; 8, 10 — манжеты; 9 — го­ловка шаровая; 11 — кольцо стопорное; 12 — втулка нижняя; 13 — кольцо; 14 — гайка; 15 — тройник; 16 — болт откид­ной; 17 — палец

А - А

Муфта соединительная

Рис. П.8. Штанга насосная с муфтой

ствие неточности изготовления головки балансира, монтажа стан­ка-качалки, постепенного смещения станка-качалки относительно устья скважины и т. п. При этом нарушается герметичность устье­вого сальника. Для уменьшения последствий от нарушения соос­ности применяют устьевые сальники с самоустанавливающейся го­ловкой (рис. 11.7), имеющей шарнирное соединение корпуса саль­ника с тройником. Зазор между корпусом и устьевым штоком уп­лотняется набором разрезных манжет, поджимаемых нажимным кольцом. По мере износа манжет при появлении утечки сальник подтягивается вращением крышки головки. Во время регулиров­ки уплотнения не следует чрезмерно затягивать его, поскольку при увеличении контактного давления между уплотнением и поверх­ностью устьевого штока ухудшаются условия их смазки и уплот­нение будет перегреваться.

Для подъема пластовой жидкости на поверхность и удержания штангового скважинного насоса применяют насосно-компрессор-ные трубы, используемые для фонтанной или газлифтной эксплуа­тации.

Насосно-компрессорные трубы в скважинах, эк­сплуатируемых с помощью штанговых скважинных насосов, несут большую нагрузку, чем при фонтанном или компрессорном спосо­бах эксплуатации. Помимо растягивающих усилий, обусловленных собственным весом, они подвержены нагрузке от веса заполняю­щей их жидкости, а в случае обрыва штанг и от веса оборванной части колонны. В искривленных скважинах трубы подвергаются трению штанговых муфт и сами трутся об эксплуатационную колонну.

Для обеспечения высокой долговечности труб необходимо их свинчивать со строго определенным крутящим моментом.

Условный диаметр трубы, мм . . Крутящий момент, Н • м. . . . .

48  60     73  89 102                     114

500 800 1000 1300 1600 1700—2000

Наиболее часто при штанговой эксплуатации используют трубы с условным диаметром 60, 73, 89 мм.

Для привода плунжера скважинного насоса используют штан­ги длиной 8 м четырех номинальных диаметров тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм (рис. 11.8). Концы штанг имеют утолщенные головки с квадратным сечением для захвата специальными ключами

 

при их свинчивании и развинчивании. Штанги соединяются спе­циальными штанговыми муфтами.

Кроме штанг нормальной длины выпускают укороченные штан­ги длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м для регулировки длины всей колонны, которая должна обеспечивать перемещение плунжера в цилиндре скважинного насоса в заданных пределах. В противном случае при подходе к нижнему положению плунжер будет ударяться о дно цилиндра, подходя к верхнему — выскакивать из цилиндра или же выдергивать весь насос из замка (в зависимости от конст­рукции насоса). Верхний конец колонны штанг заканчивается устьевым штоком — штангой большого диаметра, поверхность ко­торой обработана с высоким классом чистоты. Устьевой шток про­ходит через устьевой сальник и соединяется с канатной подвеской.

В зависимости от условий эксплуатации применяют штанги с различными прочностными характеристиками. Для их изготовле­ния используются стали марки 40 или легированные хромом, ни­келем, молибденом с термообработкой и последующим поверх­ностным упрочнением токами высокой частоты.

Штанги, расположенные в верхней части колонны, более наг­ружены, и в скважинах, оборудованных скважинными насосами малых диаметров, их обрывы наиболее часты в верхней части ко­лонны. При использовании насосов больших диаметров штанги в нижней части колонны при ходе их вниз сжимаются и теряют пря­молинейную форму. В результате этого увеличивается частота раз-] рушений колонны в нижней части, появляются самоотвороты резь­бовых соединений. В подобных случаях прибегают к установке не­скольких тяжелых штанг или труб, вес которых выбирают таким образом, чтобы усилия в любом сечении колонны штанг были, растягивающими.

При спуске колонны штанг резьбовые соединения должны стро­го соответствовать рекомендуемым.

Диаметр штанг, мм...................... 16  19  22    25

Крутящий момент, Н-м. . . . 300     500 700 1000

Свинчивание штанг с меньшим крутящим моментом приводит к увеличению вероятности самоотвинчивания, с большим момен­том — к преждевременному выходу из строя резьбы и учащению обрывов по резьбе.

Диаметр колонны штанг подбирают исходя из расчета на проч­ность, в основу которого положено сравнение действующих в ко­лонне напряжений с допускаемыми для используемого материала штанг при заданных условиях их эксплуатации. Напряжение, дей­ствующее в штангах, равно отношению силы, растягивающей их, к площади поперечного сечения.

Допускаемые напряжения для штанг определяются, как пра­вило, опытным путем и зависят не только от марки стали, из ко­торой они изготовлены, технологии их производства, по и от усло­вий их эксплуатации •— прежде всего состава пластовой жидкости, содержания в ней коррозионно-активных компонентов и т. п.

38

Разрушение штанг происходит в результате совместного воз­действия на них переменных по величине (а иногда и по направ­лению) усилий и коррозионного действия химически активных ве­ществ, содержащихся в пластовой жидкости.

Конструкцию штанг все время совершенствуют — изыскивают способы повышения их прочности в резьбовой части и переходной части — от головки к телу штанги. Это достигается улучшением качества заготовок, обеспечением соосности тела штанги и ее го­ловки, накаткой резьбы и снабжением ее разгрузочной канавкой. Разрабатывают принципиально новые колонны, состоящие из од­ной непрерывной штанги, наматываемой на барабан при подъеме насоса, что исключает такие операции, как свинчивание-развинчи­вание, укладка на мостки и т. д.

Долговечность штанг может быть увеличена за счет их квали­фицированной эксплуатации. Сюда относится, в частности, выпол­нение всех правил при работе со штангами во время подземных ремонтов: соблюдение правил, предъявляемых к технологии пере­возки штанг, выполнение погрузочно-разгрузочных работ только с использованием специальных транспортных средств; правиль­ный выброс штанг на мостки при подъеме колонны, применение исправного инструмента при спуско-подъемных операциях, обес­печение требуемых крутящих моментов при свинчивании резьбовых соединений и т. п.

Помимо этого одним из основных требований грамотной эк­сплуатации штанг является правильный выбор режимов работы насосной установки, т. е. обеспечение возможно меньшего числа нагружений колонны штанг при заданном дебите. Это достигается созданием режима работы с минимальным числом двойных ходов штанг и максимальной длиной хода штанг.

Как свидетельствует опыт эксплуатации, 60 % разрушений про­исходит в теле штанг, 17 %—в ниппеле, 13 % - в муфте, самораз-винчивание резьбовых соединений составляет 10%. Характер раз­рушений колонны штанг существенным образом зависит от глу­бины спуска насоса. Так, например, для глубоких скважин (2000— 2800 м) с малыми дебитами 91 % всех разрушений составляют разрушения по телу штанги, а в неглубоких скважинах с больши­ми дебитами преобладают неполадки из-за нарушений резьбовых соединений. Резьба штанг обычно нарушается по сечениям, рас­положенным в зоне первых двух ее витков; это объясняется тем, что на их долю приходится почти половина всего усилия, переда­ваемого штангами.

Штанговые скважинные насосы (рис. 11.9) изго­тавливают со следующими номинальными диаметрами цилиндров (мм): 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93. Фактические диаметры могут отличаться от номинальных на 1—2 мм в большую сторону, что объясняется повторным использованием плунжеров и цилиндров после их реставрации на заводах.

Извлечение всасывающего клапана трубного насоса с помощью штанг позволяют две конструкции: в одной из них клетка клапа-

39

 

Рис. 11.9. Принципиальные схемы

скважинных штанговых насосов: а —

невставной насос с штоком типа НГН-1;

б — невставной насос с ловите­лем типа

НГН-2; 1 — нагнетательные кла­паны; 2 —

цилиндры; 3 — плунжеры; 4 — патрубки

удлинители; 5 — всасывающие клапаны; 6

— седла конусов; 7 — захват­ный шток; 8

— второй нагнетательный клапан; 9 —

ловитель; 10 — наконечник для захвата

клапана; в — вставной на­сос типа

НГВ-1; / — штанга, 2 —НКТ, 3 —

посадочный конус, 4 — замковая опо­ра; 5

—цилиндр; 6 — плунжер; 7—на­правляющая трубка

на соединена захватным штоком с плунжером (насос НГН-1), во второй — имеет специальный наконечник, который может быть захвачен ловителем, установленным в нижней части плунжера (насос НГН-2). И тот и другой клапан устанавливаются на кони­ческую посадочную поверхность седел, расположенных в нижней части цилиндров.

Для извлечения всасывающего клапана насоса НГН-1 доста­точно поднять плунжер на поверхность, при подъеме его из ци­линдра захватный шток сорвет клапан в сборе с посадочного сед­ла. Для выполнения аналогичной операции с насосом НГН-2 плун­жер необходимо спустить в крайнее нижнее положение и зах­ватить ловителем наконечник, вращая штанги по часовой стрелке.

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилинд­ром, все насосы делятся на три группы посадки 0, 1,2. Зазор в них соответственно составляет 0—45, 20—70, 70—120 мкм.

Чем больше зазор и меньше вязкость откачиваемой нефти, тем больше ее перетечет между плунжером и цилиндром во время его хода вверх. Обратная зависимость наблюдается между скоростью подъема плунжера вверх, т. е. между числом двойных качаний и величиной утечек. Поэтому насосы с максимальным запором, как правило, применяют в неглубоких скважинах для откачки вязких нефтей с большими отборами жидкости, насосы со сродним зазо­ром—при откачке нефти со средних глубин, с минимальным— при откачке нефти из глубоких скважин с полным отсутствием песка.

40

Насос состоит из следующих основных узлов: цилиндра, плун­жера, клапанов.

Цилиндр насоса собирают из коротких (длиной 300 мм) стальных или чугунных. втулок, вставленных в кожух и сжатых с торцов муфтами кожуха. Число втулок в насосах определяет дли­ну хода плунжера и может достигать 27, а в отдельных случаях и больше.

В настоящее время у нас в стране освоен выпуск безвтулочных насосов, цилиндр которых изготовляется из стальной бесшовной трубы, внутренняя поверхность которой обработана по высокому классу точности и с высокой чистотой поверхности.

Плунжер насоса изготавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5; 1,8 м. Его наружная поверхность хромирована и бывает гладкой, с кольцевыми, винтовыми канавками или же с острой фаской «пескобрей». Помимо этого выпускаются плунжеры с ре­зиновыми кольцами для уплотнения зазора, располагаемыми в специальных канавках.

Для увеличения долговечности пары деталей плунжер — ци­линдр, обусловленной в основном абразивным изнашиванием, их рабочие поверхности обрабатывают для придания им возможно большей твердости термохимическим способом, а плунжер хроми­руют. Одновременно это увеличивает стойкость этих деталей про­тив коррозии. Увеличение твердости поверхности деталей позволя­ет уменьшить, а в ряде случаев вообще исключить внедрение в них абразивных частиц, выносимых из пласта потоком пластовой жидкости. Поскольку попадание песка в зазор исключить пол­ностью не удается, для сведения к минимуму вредного влияния песка на рабочей поверхности плунжера предусматривают ради­альные или винтовые канавки, в которых собирается песок, по­павший в зазор между плунжером и цилиндром.

Другим не менее важным назначением канавок на боковой по­верхности плунжера является его гидравлическое центрирование, т. е. исключение «прилипания» сухих поверхностей плунжера и ци­линдра друг к другу, сопровождаемого эксцентричным смещением их осей и усугубляемого давлением пластовой жидкости, прони­кающей в зазор и еще больше прижимающей детали друг к другу. Страгивание плунжера в таком случае требует приложения зна­чительных усилий и сопровождается ускоренным износом деталей. Наличие же канавок позволяет подвести жидкость в зазор со всех сторон и исключить таким образом это явление.

Если гранулометрический состав песка, выносимого из сква­жины, постоянный, то наиболее эффективно применение плунже­ров типа «пескобрей», имеющих на верхней кромке острую фаску, снимающую при движении с рабочей поверхности цилиндра песчин­ки и исключающую, таким образом, их попадание в зазор, кото­рый должен выбираться в соответствии с размерами зерен песка.

Клапаны насоса являются наиболее уязвимым его узлом (рис. П. 10). Работа клапана сопровождается ударами шарика по седлу во время его посадки под действием столба жидкости. Кла-

41

Рис. II.10. Клапанные узлы:

о, б — нагнетательный и всасывающий клапаны для насосов НГН-1; 1 — клетка клапана; 2 — шарик; 3 — седло клапана; 4— ниппель или ниппель-конус; в — всасывающий клапан для насосов НГН-2; 1—3 — то же; 4 — корпус ловителя; 5 — ловитель

пан не просто опускается на седло; он может ударяться об одну из сторон кромки седла, отскакивать от нее и, прежде чем оконча­тельно лечь на седло, совершить несколько соударений. Удары клапана о седло усугубляются действием пластовой жидкости, ко­торая содержит песок и, устремляясь через зазор между шариком и седлом, размывает детали. Давление, которое должен выдер­живать клапан, весьма значительное; например, при глубине сква­жины 1000 м оно составляет порядка 10 МПа.

Использование в конструкции ШСН клапанов шарового типа, состоящих из седла и шарика, обусловлено их высокой по срав­нению с другими конструкциями долговечностью в сочетании с простотой.

Новые клапаны, устанавливаемые в насосы, обладают высокой герметичностью (перед сборкой их проверяют на специальном стенде, создавая под клапаном вакуум). Во время работы вся боковая поверхность шарика, обтекаемая потоком пластовой жид­кости, последовательно и равномерно нагружается при соударе­нии с седлом; на ней образуются риски или канавки, но которым пластовая жидкость перетекает из верхней (полости высокого давления) в нижнюю полость малого давления. Истечение жидко­сти происходит под большим напором. Поскольку она содержит в себе абразив — твердые частички песка,— происходит размыв (эро­зия) шарика и рабочей кромки седла. Если разрушению подвер-

42

гается только шарик, то местное нарушение его правильной фор­мы еще не приводит к полному выходу из строя насоса или зна­чительному уменьшению подачи, поскольку шарик продолжает опускаться на седло целой частью сферической поверхности. Это обусловлено тем, что центр тяжести шарика смещается в сторону, противоположную месту образования дефекта, в силу чего преи­мущественное его местонахождение в верхней части шара. Этому способствует также и гидродинамическое действие потока жидкости, обтекающего шар во время его открытия и стремящегося повер­нуть его дефектом вверх.

Таким образом, шаровой клапан является саморегулирующим­ся устройством, обеспечивающим равномерный износ рабочих по­верхностей его деталей.

При появлении дефектов на кромке седла процесс его разру­шения носит прогрессирующий характер, который быстро приводит к его промыву и резкому уменьшению подачи насоса. Для увели­чения долговечности клапана для его седла предусматривается более высокая твердость, чем для шара, обеспечивая, таким обра­зом, при попадании между ним и шаром твердых песчинок преи­мущественный износ шара.

Для увеличения долговечности насоса в некоторых конструк­циях используют два последовательно установленных клапанных узла.

Стремление увеличить длину хода штанг и сократить при этом .массу установки, избавиться от необходимости сооружения дорого­стоящего массивного фундамента привело к использованию для привода штангового скважинного насоса гидроприводных ус­тановок.

В нашей стране используются гидроприводные установки (рис. П.П), в которых в качестве уравновешивающего груза ис­пользована колонна насосно-компрессорных труб с пластовой жид­костью, находящейся в ней. Эти установки имеют следующие ос­новные узлы и детали.

Силовой орган — гидроцилиндр, поршень которого посредством штока и колонны штанг соединен с плунжером скважинного на­соса. Уравновешивающее устройство — трубный гидроцилиндр, поршень которого связан штоком с верхней траверсой и двумя тя­гами. Последние, в свою очередь, посредством нижней траверсы соединены с колонной насосно-компрессорных груб, к нижней час­ти которой крепится цилиндр скважинного насоса. Кроме того, под поршнем располагается фальшток.

Привод состоит из силового насоса, перекачивающего жид­кость из бака попеременно в верхние полости гидроцилиндров. Коммутация потоков рабочей жидкости осуществляется гидравли­ческой панелью.

Система реверсирования (на схеме не показана) служит для торможения, остановки и разгона поршней при подходе их к край­ним положениям.

Система компенсации утечек (на схеме не показана) обеспечи-

43

вает постоянство объема рабочей жидкости в подпоршневых полостях штангового и трубного цилиндров.

Для соединения подвижных НКТ с промысловым коллектором

служит гибкий шланг.

Схемы установок отличаются друг от друга компоновкой, позволяющей при относительно малых вертикальных размерах достигнуть значительных длин ходов штанг от­носительно НКТ.

Установка работает следующим образом. Подаваемая насосом из бака рабочая жидкость через золот­ник направляется в верхнюю по­лость штангового гидроцилиндра. При этом поршень перемещается вниз, а вместе с ним шток, колонна штанг и связанный с ней плунжер. Рабочая жидкость из нижней (штоковой) полости цилиндра по трубопроводу вытесняется в нижнюю по­лость трубного цилиндра и переме­щает его поршень вверх. Вместе с ним перемещается вверх цилиндр скважинного насоса. Таким обра­зом, плунжер движется вниз, а ко­лонна труб вверх — происходит ход всасывания.

При подаче рабочей жидкости в верхнюю полость трубного гидро­цилиндра поршень, а вместе с ним колонна НКТ и цилиндр скважин­ного насоса перемещаются вниз. Рабочая жидкость из подпоршневой полости трубного цилиндра вытес­няется в штанговый цилиндр, пор­шень которого перемещается вверх. Вместе с поршнем перемещаются колонна штанг и связанный с ней плунжер скважинного  насоса.

Рис. 11.11. Штанговая гидроприводная ус­тановка с использованием в качестве урав­новешивающего груза колонны насосно-компрессорных труб:

44

1 — гидроцилиндр; 2 — поршень; 3 —шток; 4 — трубный гидроцилиндр; 5 — шток; 6 — фальш-шток; 7 — тяга; 8 — гидравлическая панель; 9 — насос гидропривода; 10— бак: 11— нижняя тра­верса; 12 — колонна штанг; 13 — колонна НКТ; 14 — плунжер скважинного насоса; /5 — ци­линдр скважинного насоса; 16 — гибкий шланг

Плунжер при этом перемещается вверх, а цилиндр вниз — проис­ходит ход нагнетания.

Колонна насосно-компрессорных труб герметизируется уплот­нением, через которое пропущен устьевой шток, а затрубное прост­ранство — уплотнением, установленным на фланце обсадной ко­лонны.

Для нормальной работы установки необходимо поддерживать постоянным объем рабочей жидкости в подпоршневых полостях. Для компенсации утечек как во внутренние полости цилиндров, так и в атмосферу в установке предусмотрена система компенса­ции утечек, состоящая из управляющего клапана и вспомогатель­ного насоса. При уменьшении объема рабочей жидкости меньше допустимого муфта, соединяющая шток и колонну штанг, нажима­ет на клапан, который в свою очередь включает вспомогательный насос, заполняющий маслом подпоршневую полость до необходи­мого объема.

Уравновешивание установки, т. е. обеспечение постоянной на­грузки на двигатель при ходе штанг вверх и вниз, происходит в результате использования колонны насосно-компрессорных труб в качестве уравновешивающего груза.

Монтаж установки непосредственно на фланце колонной голов­ки приводит к необходимости съема ее перед подземным ремонтом и укладки рядом со скважиной на специальном приспособлении. После ремонтных работ установку вновь монтируют на устье сква­жины.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: