1232

туру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через ко­ торый в НКТ на проволоке спускают скребок для механиче­ ского удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борь­

ливается или прекращается в заданный момент сообщение между колонной подъемных труб и пространством, занятым нагнетаемым в скважину газом, и регулируется подача газа в НКТ. Эти клапаны применяют с целью снижения пускового давления газлифтных скважин (увеличения глубины ввода нагнетаемого газа в колонну подъемных труб), а также с целью обеспечения их плавного автоматического пуска и ста­ бильной работы при необходимых депрессиях на пласт.

Газлифтные клапаны устанавливают на расчетных глуби­ нах в специальных эксцентричных (скважинных) камерах, раз­ мещенных по колонне НКТ. В последнее время создана и освоена техника и технология спуска и извлечения газлифтных клапанов через НКТ, что исключило необходимость подъема колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе. Эти важнейшие достижения в области газлифтной эксплуатации скважин привели к повышению ее эффективности и расширению масштабов применения.

ГЛУБИННОНАСОСНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

скважины на поверхность осуществляется с помощью штанго­ вых и бесштанговых насосных установок различных типов.

глубинный насос, спущенный в скважину, приводится в дей­ ствие двигателем, размещенным на поверхности, при помощи специального привода через колонну насосных штанг; для откачки жидкости применяют штанговые скважинные насосы (ШСН).

2. Б е с ш т а н г о в ы е н а с о с н ы е у с т а н о в к и . Насос спускают в скважину вместе с двигателем на насосных трубах. Насосные штанги в этих установках отсутствуют. Насосы, применяемые для этого способа эксплуатации, называются бесштанговыми погружными насосами. Они в свою очередь де­

нем) конце плунжера — нагнетательный клапан 21. Всасываю­ щий и нагнетательный клапаны по устройству одинаковы и открываются только вверх. Плунжер подвешивается на колон­ не насосных штанг 17 при помощи клетки 18. Верхний конец колонны штанг присоединяют подвеской 4 через сальниковый шток 3 к головке 5 балансира 6 станка-качалки. Балансир СК качается на опоре (оси) 7, укрепленной на стойках.

Вращение от шкива 12 электродвигателя 9 (частота враще­ ния от 730 до 1400 об/мин) передается посредством клиноре­ менной передачи редуктору 11, при этом частота вращения снижается до 6—10 об/мин (можно менять и в больших пре­ делах).

Редуктор представляет собой зубчатую передачу, колеса которой помещены в металлическую коробку, заполненную маслом. Вращение приводного вала редуктора СК при помо­ щи зубчатых колес передается кривошипному валу, на концах которого насажены кривошипы 13 с противовесами 14. С ними шарнирно соединены шатуны 10. Другой конец каждого шату­ на также шарнирно соединен с траверсой 8 балансира 6, кото­ рый качается на поперечной оси 7, укрепленной в подшипни­ ках, установленных на пирамиде.

Таким образом, с помощью указанного кривошипно-шатун­ ного механизма вращательное движение кривошипа 13 преоб­

рис. 11.21) для соединения с верхним концом полированного

ремонте.

При ходе плунжера вверх под давлением жидкости на вса­ сывающий клапан 22 снизу и вследствие образования вакуума в цилиндре 19 насоса шарик поднимается и жидкость, прохо­ дя через этот клапан, заполняет полость цилиндра. В это время верхний нагнетательный клапан 21 закрыт, так как на него оказывает давление столб жидкости, находящейся выше него в насосных трубах.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывает­

в цилиндр глубинного насоса, вытесняя ее в трубы. При по­ следующих ходах плунжера уровень жидкости в подъемных трубах постепенно повышается, достигает устья, а затем по­ ступает в выкидную линию через тройник 2.

Все элементы станка-качалки крепятся к единой раме, ко­ торая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удер­ жания балансира и кривошипа в любом заданном положении.

Изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода штанг, достигается перемещением точки соединения шатуна 10 с кривошипом 13 относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для это­ го предусмотрено несколько.

Изменение частоты качаний достигается изменением пере­ даточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Оборудование штанговых насосных скважин

Большинство штанговых глубиннонасосных скважин на месторождениях Советского Союза оборудовано станками-ка­ чалками типа СКН, выпущенными по нормалям 1956 и 1966 гг. В настоящее время промышленность выпускает большое число станков-качалок различных типоразмеров и конструкций гру­ зоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 т в соот­ ветствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые оборудуются штанговыми установками. В отличие от предыдущих новые конструкции станков-качалок имеют не откидную головку балансира, а поворотную, что облегчает ра­ боты бригады подземного ремонта. Кроме того, предусмотре­ ны плавное, механизированное перемещение кривошипных противовесов и ряд других изменений. Техническая характе­ ристика новых станков-качалок приведена в табл. II. 1. Шифр означает: СК — станок-качалка, цифры после букв — наиболь­ шая нагрузка на устьевой шток (кН); длина хода (м); наи­ больший допускаемый крутящий момент (кН-м). Например, шифр СКЗ-1,2-630 означает: станок-качалка грузоподъемностью

зации устья скважины, подвески насосных труб, отвода добы­ ваемых из скважины жидкости и газа в выкидную и вакуум­ ные линии.

На рис. 11.22 приведена схема оборудования устья штан­ говой глубиннонасосной скважины. По этой схеме насос­ ные трубы 3 подвешены при помощи планшайбы 2, устанав­ ливаемой на колонном фланце 1. Через отверстие в планшайбе при исследованиях спускают глубинные манометры. Кроме того, если под планшайбой не предусмотрен специальный тройник, через это отверстие отбирается газ. В верхнюю муфту 4 над планшайбой ввинчивается тройник 5 для отвода жид­ кости в выкидную линию. Сальник 6 предназначен для герме-

Т а б л и ц а II.1

Техническая характеристика станков-качалок

Рис. 11.22. Оборудование устья на­ сосной скважины

которого полированный шток присоединен к головке баланси­ ра станка-качалки. Снабжена она специальными приспособле­ ниями для регулирования посадки плунжера в цилиндр сква­ жинного насоса и для монтажа ручного динамографа.

внутри подвески; нижняя траверса 2 с вваренными в нее дву­ мя втулками, которые служат опорой для верхней траверсы 5 и расположенных между ними клиновых зажимов 3 для кана­ та; подъемные (регулировочные) винты 4, расположенные меж­ ду верхней и нижней траверсами и предназначенные для подъ­

Т а б л и ц а П.З

Условные диаметры НКТ и соответствующие им диаметры насосов

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 долж­ ны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм).

При спуске вставного насоса через трубы данного диамет­ ра, поскольку пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, диаметр плунжера вставного насоса дол­ жен быть меньше диаметра трубного. Поэтому подача встав­ ного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше по­ дачи невставного.

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

Штанговые скважинные насосы изготавливают с различ­ ным зазором между плунжером и цилиндром. Это позволяет подбирать насосы в соответствии с условиями их работы. В за­ висимости от зазора различают четыре группы посадки плун­

вставной, двухступенчатый, двухплунжерный с втулочным ци­ линдром и замком наверху; НСН1 — невставной, одноступен­ чатый, одноплунжерный с втулочным цилиндром и захватным

сцепляющее устройство с устройством для слива жидкости).

3, нагнетательного 5 и всасывающего 6 клапанов, противопесочного клапана 1, замка 2 и плунжера 4. Замок и противопесочный клапан установлены на верхнем конце цилиндра, а в

Рис. 11.25. Скважинный штанговый насос НСВ1

Рис. 11.26. Узел замковой опоры на­ соса НСВ1

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 выпол­ нены сдвоенными парами «седло — шарик», что увеличивает надежность и долговечность насоса. Всасывающий клапан имеет увеличенное проходное сечение, что способствует улуч­ шению заполнения цилиндра насоса.

Замок имеет посадочный конус, посредством которого осу­ ществляется 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