нефтяных скважин штанговыми насосами

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.1.6 Насосная эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами их принцип работы. Принцип работы станка-качалки.

4.3 насосный способ эксплуатации скважин При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др). 4.3.1 Эксплуатация скважин штанговыми насосами Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 0С. Две трети фонда

(66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16.3 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ¸ 3400 м. ШСНУ включает: Ø Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья. Ø Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Штанговая глубинная насосная установка (Рисунок 4.4) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1. Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин. Рисунок 4.4 — Схема установки штангового скважинного насоса Штанговые скважинные насосы

По способу крепления насосов к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы (Рисунок 4.5, 4.6). У не вставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Рисунок 4.5 —

Насосы скважинные вставные 1 — впускной клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер; 5 — штанга; 6 — замок. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. В НСН для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ¸ 2.5 раза ускоряются спускоподъемные операции при ремонте скважин, и существенно облегчается труд рабочих. Однако производительность вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше

производительности не вставного.

Рисунок 4.6 — Невставные скважинные насосы 1 — всасывающий клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер; 5 — захватный шток; 6 — ловитель Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска. Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны

в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах (Рисунок 4.7). Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м — для нормальных условий эксплуатации. Рисунок 4.7 — Насосная штанга и соединительная муфта Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1.2; 1.5; 2 и 3 м. Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые (наружный диаметр 42 мм, толщина 3.5 мм). Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика, отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20 %. Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение — полуэллипсное). Особая штанга — устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу. Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т.п., а также применяют ингибиторы.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ (Рисунок 4.8). Рисунок 4.8 — Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки 1 — колонный фланец; 2 — планшайба; 3 — НКТ; 4 — опорная муфта; 5 — тройник, 6 — корпус сальника, 7 — полированный шток, 8 — головка сальника, 9 — сальниковая набивка Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны. Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

набивки. Станок-качалка (Рисунок 4.9) является индивидуальным приводом скважинного насоса. Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т.е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках. Рисунок 4.9 — Станок-качалка типа СКД 1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13

— рама; 14 —противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент).

Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования. Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным. Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии. Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Штанговые насосные установки предназначены для подъема жидкости из скважин на поверхность.

На долю штангового насосного способа эксплуатации в нашей стране приходится около 70 % действующего фонда скважин, которые обеспечивают до 30 % общего объема добычи нефти.

В зависимости от глубины залегания продуктивного пласта и коэффициента продуктивности скважин подача штанговых насосных установок изменяется от нескольких десятков килограммов до 200 т и более в сутки. На отдельных скважинах глубина подвески насоса достигает 3000 м.

Рисунок – 10.7.1. – Схема штанговой насосной установки:

а — общая схема: 1 — скважинный насос; 2 — насосно-компрессорные трубы; 3 — штанги; 4 – тройник; 5 —сальник; 6 — планшайба; 7

— полированный шток; 8 — траверсы; 9 — подвеска; 10 — головка балансира; 11 — балансир; 12 — oпоpa; 13 — кривошип; 14 —

шатун; 15 — редуктор; 16 — электродвигатель; 17 — рама; 18 — бетонное основание; 19 – анкерные болты; 20 — роторный противовес; 21 — балансирный противовес.

б — схема скважинного насоса: 1 —всасывающий клапан; 2 — цилиндр насоса; 3 — штанги; 4 — нагнетательный клапан; 5 — захватный шток; 6 — плунжер.

Штанговая насосная установка (рис. 10.7.1. а) состоит из скважинного насоса, который спускается в скважину под динамический уровень жидкости на насосно-компрессорных трубах диаметром 38—102 мм и штангах диаметром 16—25 мм, индивидуального привода, состоящего из станка-качалки и электродвигателя, и устьевого оборудования, в состав которого входят тройник с сальником и планшайба. Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы.

Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг 3.

При ходе плунжера вверх (рис. 10.7.1. б) 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 подъемные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

Штанговые насосы по конструкции и способу установки подразделяют на невставные 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 штангах. Поднимают невставной насос также раздельно: сначала на штангах поднимают плунжер со всасывающим клапаном, затем на насосно-компрессорных трубах — цилиндр.

Вставные насосы спускаются в скважину сразу в собранном виде на штангах.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Колонна насосных штанг служит для соединения плунжера штангового насоса с приводом насосной установки и сообщает плунжеру возвратно-поступательное движение. Колонну насосных штанг собирают из отдельных штанг длиной 8 м диаметрами 16, 19, 22 и 25 мм, которые соединяют между собой муфтами Для регулирования положения плунжера относительно цилиндра насоса используют короткие штанги —«метровки» длиной 1000—3000 мм.

Первая штанга, которая соединяется с канатной подвеской станка-качалки, называется полированным (сальниковым) штоком. Полированные штоки изготавливают длиной 2600, 4600 и 5600 мм без головок, но со стандартной резьбой на концах. В зависимости от нагрузки применяют полированные штоки диаметрами 30 и 35 мм.

Штанги работают в сложных условиях и выдерживают знакопеременную нагрузку, что приводит к усталости металла. На штанги передаются нагрузки от давления столба жидкости, воспринимаемые плунжером при ходе вверх, силы тяжести самих штанг, а также нагрузки от продольных колебаний колонны штанг. При эксплуатации обводненных скважин штанги испытывают коррозионную усталость и их прочность снижается.

Для подвески насосных труб, направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для обеспечения отбора газа из межтрубного пространства на устье скважины устанавливают специальное устьевое оборудование, которое состоит из планшайбы 2 и тройника 5(рис. 10.7.2). Планшайбу с подвешенными на ней трубами 3 устанавливают на колонный фланец 1. В

планшайбе просверлено отверстие для отвода газа из межтрубного пространства и для замера жидкости в скважине эхолотом. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивают тройник 5 для отвода нефти. Выше тройника для его герметизации и пропуска сальникового штока 7 устанавливают сальник 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационные установки.

Рисунок – 10.7.2. –Оборудование устья при насосной эксплуатации скважин.

Конструкция самоуплотняющегося устьевого сальника позволяет поднимать на поверхность плунжер или вставной насос без разъединения линии и снятия тройника. Для предохранения резьбы тройника при спуско-подъемных операциях в него ввинчивают специальный фланец, который в то же время является опорой для штангового элеватора.

Сальниковый шток подвешивают к головке балансира с помощью канатной подвески ПКН (подвеска канатная нормального ряда). На рис. 10.7.3. показана канатная подвеска ПКН со штанговращателем.

Рисунок – 10.7.3. – Канатная подвеска типа ПКН со штанговращателем. Сальниковый шток 6 подвешивается в клиновом захвате верхней траверсы 1, а концы стального каната 9, перекинутого через ролик и закрепленного на головке балансира станка-качалки,— в зажимных плашках нижней траверсы 15. Нагрузка, создаваемая штангами

и столбом жидкости над плунжером насоса и воспринимаемая верхней траверсой, передается на нижнюю траверсу через опорные втулки 16. Винты 12 имеют вспомогательное значение и служат для увеличения зазора между траверсами в тех случаях, когда необходимо установить специальный прибординамограф, применяемый для измерения нагрузок, возникающих на головке балансира при работе насосной установки. Клиновой захват состоит из втулки 3 с внутренней конической расточкой и червячной шестерней, плашек 4 с конической наружной поверхностью и нажимной гайки 5. Заделку каната в нижнюю траверсу проводят с помощью втулок 16 и клиновых плашек, которые расклиниваются нажимной гайкой 17, концы каната заливаются свинцом. Нижний торец шестерни опирается на шариковый подшипник 2, установленный в углублении траверсы 1 канатной подвески. Шестерни входят в зацепление с червячным валиком 7, закрепленным на этой же траверсе при

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

помощи двух кронштейнов 8 с подшипником скольжения. На конец валика надет рычаг 11, и между его щеками устанавливается храповое колесо 10. На конце рычага имеется отверстие 14 для тросика. В конце хода сальникового штока вниз рычаг поднимается при помощи тросика, прикрепленного к стойке станкакачалки или к вышке, и собачка 13, упираясь в зуб храпового колеса, посредством червячной передачи вращает колонну штанг на 45—60°.

При ходе сальникового штока вверх храповое колесо вследствие самоторможения червячной передачи остается неподвижным, а рычаг под действием силы тяжести опускается до упора в ограничитель. В этот момент собачка, пропустив один или два зуба храпового колеса, вновь становится в исходное положение.

Если при добыче нефти не наблюдается отложения парафина, канатная подвеска применяется без штанговращателя.

Основными приводными механизмами штанговых насосов являются станки-качалки типа СКН или СК, которые устанавливают около устья скважины.

Станки-качалки различаются габаритами, грузоподъемностью и основными параметрами работы насосной установки — длиной хода сальникового штока и числом качаний балансира в минуту. Обозначения станков-качалок расшифровываются следующим образом: СКН — станок-качалка нормального ряда; первая цифра — грузоподъемность, т; цифры после дефиса — максимальная длина хода, дм и максимальное число качаний балансира в минуту.

Станками-качалками типа СКН (рис. 10.7.1) в настоящее время оборудованы около 65 % всех скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами.

Станок-качалка монтируется на стальной раме. Вращательное движение электродвигателя при помощи клиноременной передачи и редуктора с шестеренчатой передачей передается кривошипно-шатунному механизму. При вращении кривошипа посредством шатуна 14 приводится в колебательное движение балансир, качающийся на опоре. Головка балансира, к которой подсоединены штанги посредством канатной подвески, сообщает возвратно-поступательное движение плунжеру насоса. Уравновешивание станка-качалки во время работы осуществляется с помощью роторного противовеса и балансирного противовеса.

Начиная с 1966 г., в нашей стране изготавливают станки-качалки типа СК с балансирным и комбинированным уравновешиванием, отличающиеся от СКН соотношением плеч балансира, что позволяет увеличить длину хода точки подвеса штангдо 6 м без существенных изменений узлов и деталей установки.

Во всех станках-качалках предусмотрена возможность изменения длины хода сальникового штока в соответствии с заданными параметрами работы штанговых насосов. С этой целью на кривошипах Делают дополнительные отверстия для крепления шатуна. Число качаний балансира изменяют или подбором двигателя с соответствующей характеристикой, или, что делается чаще, изменением диаметра шкива на валу электродвигателя.

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами — один из основных видов механизированной добычи нефти в России. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности через собранную колонну штанг.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Приводом станка-качалки является электродвигатель. Вращение вала электродвигателя при помощи клиноременной передачи передается ведущему валу редуктора.

Сменные шкивы электродвигателя в зависимости от его мощности имеют диаметры от 63 до 450 мм. Диаметры шкивов на ведущем валу редуктора постоянны для каждого типа станка-качалки, но в зависимости от его грузоподъемности и крутящего момента редуктора изменяются от 315 мм у станкакачалки с наименьшей грузоподъемностью и до 1250 мм у самых тяжелых станков-качалок. Изменение передаточного числа клиноременной передачи станков-качалок от 2,5 до 5,0 достигается сменой шкивов на валу электродвигателя [9]. Передаточное число двухступенчатого редуктора для всех типов одинаково и равно 38, несмотря на то, что габариты и масса редукторов в зависимости от типа станка изменяются в больших пределах. Так, масса редуктора самого легкого станка-качалки грузоподъемностью 1,5 т составляет 82 кг, а редуктора станка-качалки грузоподъемностью 8 т равна 3960 кг.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 3.8. Станок-качалка: 1 — головка балансира; 2 — стопорное устройство головки; 3 — опорный подшипник балансира; 4 — балансир; 5 — противовесы; 6

— сферический подшипник подвески траверсы; 7 — шатун; 8 — противовес кривошипа; 9 — кривошип; 10 — редуктор; 11— электродвигатель; 12 — ручка тормоза; 13 — рама; 14 — стойка

Длительность и безаварийность работы станка-качалки зависят от степени его уравновешенности. Во время работы неуравновешенного станка-качалки в течение каждого двойного хода насоса двигатель нагружается неравномерно. При ходе плунжера вниз двигатель разгружается и не производит работы, так как плунжер перемещается вниз под действием собственного веса штанг. При ходе плунжера вверх на установку действует вес столба жидкости в трубах и вес штанг.

Такие колебания нагрузки отрицательно влияют на прочность всей установки и особенно на работу двигателя. Чтобы предотвратить преждевременный износ двигателя, необходимо выравнивать нагрузку на него в период каждого двойного хода плунжера. Это достигается уравновешиванием станка-качалки при помощи противовесов. Контргруз рассчитывают таким образом, чтобы он уравновесил вес столба жидкости и штанг, на преодоление которого и тратится энергия электродвигателя при движении плунжера вверх.

Штанговые скважинные насосы по конструкции и способу установки разделяются на две основные группы: невставные (трубные) и вставные.

Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы спускаются в скважину раздельно: цилиндр — на насосно-компрессорных трубах, а плунжер в сборе с всасывающими клапанами — на штангах. Подъем невставного насоса из скважины также осуществляется в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем — трубы с цилиндром.

Вставные насосы спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. В результате этого для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, а насосные трубы остаются постоянно в скважине; их извлекают при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике встречается редко. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Кроме того, при использовании такого насоса меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать, а также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых на спускоподъемные операции при подземном ремонте затрачивается много времени.

Учитывая, что F = πD2/4, где D — диаметр плунжера, а число минут в сутках 1440, то формулу (3.1) для определения подачи насосной установки можно записать в виде

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

(3.3)

В приведенной формуле переменные величины: диаметр плунжера D, длина хода s и число качаний. Подачу глубиннонасосной установки регулируют путем изменения этих величин.

При эксплуатации скважин применяют насосы следующих типоразмеров (по размеру плунжера): 28, 32, 38, 43, 56, 68, 82 и 93 мм. Площадь поперечного сечения плунжера у насоса наибольшего диаметра в 11 раз больше площади поперечного сечения насоса наименьшего диаметра.

Имея восемь стандартных размеров насоса, подачу установки можно регулировать путем замены насосов. Изменение подачи установки без извлечения насоса на поверхность достигается изменением длины хода или числа качаний.

Подача насоса, рассчитанная по приведенным выше формулам, называется теоретической. Она показывает, какое количество жидкости может подавать насос при условии полного заполнения пространства цилиндра под плунжером и при отсутствии утечек жидкости в насосе и подъемных трубах.

Фактическая подача насоса почти всегда меньше теоретической, и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его подача может оказаться равной или большей, чем теоретическая. Отношение фактической подачи насоса к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса и учитывает все факторы, снижающие его подачу. Работа штанговой установки считается удовлетворительной, если коэффициент подачи ее не меньше 0,5 — 0,06:

Эксплуатация скважин в осложненных условиях.Многие скважины эксплуатируются в осложненных условиях, например: из пласта в скважину вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа; из пласта выносится песок; в насосе и трубах откладывается парафин. Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

В результате многолетних исследований разработаны различные технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу насосной установки, которые включают:

1)использование насосов с уменьшенным вредным пространством;

2)увеличение длины хода плунжера;

3)увеличение глубины погружения насосов под уровень жидкости в скважине;

4)отсасывание газа из затрубного пространства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попадая вместе в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Основные мероприятия по предохранению насоса от вредного влияния песка следующие:

1)регулирование отбора жидкости на скважины в основном в сторону его ограничения;

2)применение насосов с плунжерами специальных типов с канавками, типа «пескобрей»;