
- •Справочник инженера по добыче нефти
- •Оборудование для добычи нефти
- •1.Конструкция скважин
- •3.2. Обсадные трубы и муфты к ним
- •3.3. Насосно-компрессорные трубы и муфты к ним
- •3.8. Запорная арматура
- •Пробковый кран со смазкой типа кппс
- •Краны шаровые
- •П рямоточные задвижки Задвижка типа зм - 65х21 с ручным приводом
- •IV. Фонтанная и компрессорная эксплуатация скважин
- •4.1. Фонтанная арматура
- •4.4. Конструкции компрессорных подъемников
- •4.7. Плунжерный лифт
- •V. Эксплуатация скважин установками штанговых насосов
- •5.1. Характеристика отечественных станков – качалок (ск)
- •5.2. Вставные и невставные (трубные) насосы
- •5.3. Сведения о типах и характеристиках штанговых скважинных насосах, выпускаемых по стандарту api
- •Типы и обозначение насосов
- •5 Рисунок 5.3.2 - Вставной насос с нижним креплением (rhbm) .5. Насосные штанги
- •5.8. Выбор типа станка-качалки (ск)
- •VI. Эксплуатация скважин погружными электронасосами
- •6.1. Характеристика погружных центробежных электронасосов (эцн)
- •Станция управления уэцн. Модели smcp-01 di
- •6 .2. Характеристика винтовых насосов (эвн)
- •6.3. Характеристика диафрагменных насосов (эдн)
- •VII. Исследования скважин и пластов
- •7.1. Исследование скважин
- •7.2. Основные фильтрационные параметры пластов и пластовых флюидов
- •7.3. Определение положения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины
- •7.7. Оценка состояния пзп с применением гидродинамических методов
- •7.8. Определение потенциала скважины
- •7.9. Контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации
- •7.9.1. Приборы для измерения давления
- •Приборы для измерения температуры
- •Измерение расхода жидкости и газа
- •7.10. Применение геофизических методов при исследованиях скважин
- •VIII. Текущий и капитальный ремонт скважин
- •8.1. Классификация работ по ремонту скважин и увеличению нефтеотдачи пластов
- •8.3. Оборудование для вращения инструмента и труб
- •8.4. Цементировочные агрегаты
- •8.5. Насосные агрегаты
- •Установки насосные унц1-16032к, унц1-16050к и унц1-16070к
- •Смесительная установка ус6-30
- •8.8. Схема расстановки оборудования при ремонте скважин
- •8.9. Долота
- •8.10. Ловильный инструмент
- •8.11. Пакеры
- •8.12. Противовыбросовое оборудование
- •Схемы обвязки устья скважины при ремонте скважин:
- •8.14. Кислотные обработки скважин
- •Реакции плавиковой кислоты в песчаниках
- •8.15. Гидравлический разрыв пласта
- •8.16. Борьба и предупреждение осложнений при добыче нефти (соли, коррозия, парафины) Соли
- •8.17. Жидкости для промывки и глушения скважин
- •8.18. Технология глушения скважин перед ремонтами
- •8.20. Освоения скважин после ремонтов
- •IX. Сбор и подготовка скважинной продукции
- •9.2. Нормы качества товарной продукции нефтегазодобывающих предприятий
- •9.3. Установки системы сбора нефти
- •9.4. Установки системы подготовки нефти Нефтегазовые сепараторы
- •Нефтяные нагреватели и печи
- •X. Поддержание пластового давления (ппд) на нефтяных залежах
- •10.1. Принципиальная схема системы ппд
- •10.2. Система трубопроводов ппд
- •О сновные технологические параметры
- •10.4. Насосные станции и установки для закачки воды
- •Центробежные насосы секционные типа цнс
- •10.5. Резервуары отстойники
- •10.6. Оборудование нагнетательных скважин
- •Ремонт нагнетательных скважин
4.4. Конструкции компрессорных подъемников
Рис. 4.4.1. – Схема конструкций газлифтных подъемников:
а - двухрядный подъемник; б – полуторядный подъемник; в – однорядный подъемник; г – однорядный подъемник с рабочим отверстием
4.7. Плунжерный лифт
-
разновидность
периодического газлифта с использованием
плунжера. Свободно передвигающийся
плунжер в лифтовой колонне, отделяет
газовую пробку от поднимаемого ею столба
жидкости, препятствует прорыву газа в
жидкость и стеканию ее по стенкам труб.
Это позволяет увеличить эффективность
процесса добычи (уменьшает расход
рабочего агента (газа, воздуха), а в
некоторых случаях для подъема жидкости
оказывается достаточно пластовой
энергии. В состав установки плунжерного
лифта входят плунжер, лубрикатор на
устье скважины, куда заходит плунжер,
снабженный устройством для его удержания
и датчиком прихода плунжера, а также
амортизаторы - верхний и нижний
(рис.4.7.1). Плунжер, выполненный в виде
длинного цилиндра, имеет жесткое
раздвижное или эластичное уплотнение
и осевой канал, перекрываемый клапаном.
При спуске плунжера в лифтовой колонне
клапан его открыт, а уплотнение сложено
для уменьшения сопротивления. После
удара его о нижний амортизатор клапан
закрывается, уплотняющие элементы и
плунжер вместе с находящимися над ним
столбов жидкости под давлением
поступающего газа поднимается к устью
скважины. При входе в лубрикатор плунжер
ударяется о размещенный в нем верхний
амортизатор, клапан открывается, а
плунжер удерживается до окончания фазы
выброса продукции скважины.
V. Эксплуатация скважин установками штанговых насосов
5.1. Характеристика отечественных станков – качалок (ск)
5.2. Вставные и невставные (трубные) насосы
Скважинные насосы изготовляются следующих типов:
НВ 1 – вставные с замком наверху;
НВ 2 – вставные с замком внизу;
НН – невставные без ловителя;
НН 1 – невставные с захватным штоком;
НН 2 – невставные с ловителем.
Выпускаются насосы следующих конструктивных исполнений:
- по конструкции (исполнению) цилиндра: Б – с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром; С – с составным (втулочным) цилиндром;
- по конструктивным особенностям, определяемым функциональным назначением (областью применения): Т – с полым (трубчатым) штоком, обеспечивающим подъем жидкости по каналу колонны трубчатых штанг; А – со сцепляющим устройством (только для насосов типа "НН"), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса; Д1 – одноступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие создание гидравлического тяжелого низа; Д2–двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости (насосы, кроме исполнений Д1 и Д2 – одноступенчатые, одноплунжерные);
- по стойкости к среде: без обозначения – стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3г/л (нормальные); И – стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л (абразивостойкие).
В условном обозначении насоса, например НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы – исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры – диаметр насоса, последующие – длину хода плунжера в мм и напор в метрах, уменьшенные в 100 раз и последняя цифра – группу посадки. На рис. 5.2.1 показаны принципиальные схемы невставных (а и б) и вставного (в) насосов.
а
– невставной насос со 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 корпусов, 7– захватный шток, 8 – второй нагнетательный клапан, 9 – ловитель, 10 – наконечник для захвата клапана;
в – вставной насос типа НГВ-1: 1 – штанга, 2 – НКТ, 3 – посадочный корпус, 4–замковая опора, 5– цилиндр, 6– плунжер, 7 – направляющая трубка.
Рисунок 5.2.1 – Принципиальная схема скважинных штанговых насосов