Какому значению соответствует зазор между плунжером и цилиндром насоса группы посадки fit 2

Обновлено: 05.10.2024

ШСН обеспечивают откачку из скважин 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 1300С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы (рис. 2-3). 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. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах 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 спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи не вставного.

Насос НСВ-1 – вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным клапанами (рис. 2).

Рис. 2. Насосы скважинные вставные

1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер; 5 – штанга; 6 – замок.

Рис. 3. Не вставные 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.

Не вставной (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.

Группа	Зазор, мм
0	До 0,045
1	0,02 – 0,07
2	0,07 – 0,12
3	0,12 – 0,17

Чем больше вязкость жидкости, тем выше группа посадки.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах:

для НСВ 29 – 57 мм и 1,2 ÷ 6 м;

НСН 32 – 95 мм и 0,6 ¸ 4,5 м.

0 – группа посадки;

12х100 – наибольшая глубина спуска насоса, м;

30х100 – длина хода плунжера, мм;

32 – диаметр плунжера, мм.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м – для нормальных условий эксплуатации.

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.

1.3 Коэффициент наполнения и подачи штангового насоса

При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости;

где F – площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f – площадь сечения штанг.

При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sn вытесняется дополнительный объем жидкости, равный

За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз:

ɋ= ɋ + ɋ = Sn*(F-f)+ Sn*f = Sn*F

Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу в объемных единицах

Q = Sn*F*n*60*24=1440* Sn*F*n (1.1)

Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sn не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки.

Поэтому в формулу (1.1) вместо Sn подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН

QТ = 1440* S*F*n (1.2)

Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент подачи

Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65.

Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации.

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести:

влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

утечки в клапанах насоса из-за их не мгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

утечки через не плотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и не плотностей в муфтах.

Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:

где η1 – коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η2 – коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 – коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η4 – коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.

Из данных следует, что объем жидкости, поступившей в цилиндр при всасывании, в 4,10— 9,10 раза больше объема внутреннего канала плунжера. При средней скорости движения плунжера вниз 0,4. 0,6 м/с движение жидкости по внутреннему каналу вверх должно быть равно произведению скорости на отношение объемов всасывания к объему внутреннего канала и составлять от 2,48. 5,46 м/с. Эти высокие скорости при высокой вязкости жидкости достичь не удается и плунжер не будет доходить до нижней "мертвой" точки. Объем всасывания искусственно уменьшится (за счет длины хода плунжера). Для того чтобы уменьшить влияние этих факторов, следует, во-первых, уменьшить длину плунжера, во-вторых, увеличить диаметр внутреннего канала и, в-третьих, уменьшить шероховатость канала, т. е. уменьшить гидравлические сопротивления. Таких рекомендаций при изготовлении плунжеров ГШН нами не встречено.

Длина цилиндра зависит от длины плунжера. Она определяется как сумма длины плунжера и длины его хода. Уменьшить длину плунжера — значит удешевить насос и улучшить его работу.

5. ВСПСЫВПЮЩИЙ И НАГНЕТАТЕПЬНЫЙ КЛАПАНА

При анализе работы насоса не всегда обращается внимание на размеры клапанов. Сведения о них располагаются, как правило, в различных таблицах, поэтому без специальной постановки вопроса он остается без внимания.

В формуле для определения суточной производительности УШГН коэффициент подачи имеет единицу измерения:

-проценты; +доли единиц; -куб.м*сут/атм; -куб.м*сут/МПа; -куб.м/сут.

По динамограмме можно определить следующий коэффициент, участвующий в определении коэффициента подачи ШГН:

-учитывающий утечки в НКТ; -учитывающий утечки в насосе;

-характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность; +учитывающий различие в длине хода устьевого штока и плунжера насоса; -наполнения насоса.

В формуле теоретической производительности УШГН величина Fн определяет: -площадь сечения цилиндра насоса; +площадь сечения плунжера насоса; -площадь сечения обсадной колонны; -средняя площадь сечения насосных штанг; -площадь сечения НКТ.

Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для безводных девонских нефтей равен:

Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для каменноугольных нефтей равен:

-0,81 -0,87 -0,92 +0,96 -0,98

Какое количество зажимов устанавливаются на каждом конце канатной подвески ?

Какое расстояние должно быть между зажимами канатной подвески ? +не менее 6 диаметров каната; -не менее 5 диаметров каната; -не менее 4 диаметров каната; -не менее 3 диаметров каната; -не менее 2 диаметров каната;

-6 град; -2 град.; +5,5 град.; -4 град.;

Требования к ограждениям движущихся частей СКН; +высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м;

-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.8 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м; -высота перильного ограждения должна быть не менее 1.7 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м;

-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.6 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м; -высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,5 м;

Установленный срок службы штанг ? +не менее 3 лет; -более 3 лет; -5 лет; -7 лет; -10 лет.

Средний срок службы штанг ? -5 лет; -7 лет;

+не менее 5,5 лет; -3 года; -10 лет.

Какому значению соответствует зазор между плунжером и цилиндром насоса группы посадки Fit 2 ?

-0,075 -0,025 +0,050 -0,100

Рекомендуемая группа посадки насосов, для скважин эксплуатирующих девонские отложения в ОАО "Татнефть" ?

-Fit-1 -Fit-2 +Fit-3 -Fit-4 -Fit-5

Какой глубины на поверхности тела штанг допускаются без удаления продольные и поперечные дефекты ?

+0,5 и 0,1 мм; -0,4 и 0,1 мм; -0,5 и 0,2 мм; -0,3 и 0,1 мм; -0,6 и 0,2 мм.

Допустимое расстояние от нижней точки кривошипа до земли ? -не менее 300 мм; +не менее 200 мм; -не менее 100 мм; -не менее 150 мм;

Заземляющие проводники, соединяющие раму привода с кондуктором, должны быть заглублены в землю не менее ?

-0,1 м; -0,2 м; -0,3 м; -0,4 м; +0,5 м.

Расстояние между подвеской и устьевым сальником в крайне нижнем положении головки балансира должно быть ?

+не менее 200мм; -более 500 мм; -не регламентировано.

Глубина залегания терригенных отложений верхнего девона (пласты До -Д1) : -1550-1700м +1700-1750м -1000-1100м -1100-1250м -900-1000м

В группу малодебитных скважин входят скважины:

-С содержанием нефти в воде до 1 тн/сут. при высоте подъема до 1400м. -С содержанием нефти в воде более 1тн/сут.при высоте подъема до 1400м. -С дебитом нефти более 5 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.

+С дебитом жидкости менее 5куб.м/сут при высоте подъема до 1400м. -С дебитом нефти и газа 10 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.

Определение высокосернистых скважин в процентном отношении содержания серы в нефти:

-от 0,5 до 2 -2 и менее. -1,5 и менее. +2 и более. -до 1

Определение высокопарафинистых скважин в процентном отношении парафина в нефти:

-менее 1,5 -от 0,5 до 2 -от 0,5 до 6 +более 6 -от 1,5-10

Какие скважины относятся к среднеобводненным в процентном отношении к добываемой продукции ?

-от 0 до 40 -от 20 до 40 -от 15 до 35 +от 40 до 80 -от 80 до 90

К высоковязким нефтям (ВВН) относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает:

-20 мПа с -25 мПа с +30 мПа с -35 мПа с -50 мПа с

С малой глубиной спуска насоса принято классифицировать следующие скважины, у которых:

-Прием насоса на глубине до 300м +Прием насоса на глубине до 450м -Прием насоса на глубине до 450-1350м -Прием насоса на глубине до 1350-1500м -Прием насоса на глубине до 1500-1600м

Давление насыщения газом нефти нижнего карбона составляет: -1-3 МПа +4,5 Мпа -5,0 МПа

Освоение скважин проводится в режимах:

-непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом -непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом автоматическом

+непрерывном, циклическом ручном, циклическом автоматическом -циклическом ручном, циклическом автоматическом

-непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом

Минимально допустимое давление на приеме насоса для скважин, работающих на девоне:

-1,5 МПа -2,0 МПа -2,5 МПа +3,0 МПа -3,5 МПа

Освоение скважин в непрерывном режиме проводится, если: -скважина ремонтировалась без глушения, типоразмер насоса изменен незначительно, насос спущен под Ндин

-скважина ремонтировалась с глушением, типоразмер насоса изменен, Ндин 0,8Нпн +скважина ремонтировалась без глушения, без изменения типоразмера насоса, Ндин 0,8Нпн

Максимальное понижение Ндин при непрерывном освоении обусловлено: -пластовым давлением -глубиной скважины -производительностью насоса +плотностью жидкости глушения

-коэффициентом продуктивности скважины

Контроль за освоением после запуска ШГНУ производится: -замерами на ГЗУ -периодической отбивкой динамических уровней -периодический

+замерами на ГЗУ и периодической отбивкой уровней

-периодической отбивкой динамических уровней и снятием динамограммы

Коэффициент подачи насоса для среднедебитной скважины: -0.7 - 0.9 -0.6 - 0.8 +0.5 - 0.7 -0.4 - 0.6 -0.3 - 0.5

Время контроля за динамическим уровнем при циклическом ручном режиме освоения:

-каждый час по технологической карте +в течение часа и по последнему изменению Ндин -в течение смены

-до снижения Ндин до Нпн -после установки Ндин

Какой из перечисленных факторов является основным источником загрязнения призабойной зоны и ствола скважины ?

+Промывки и глушение скважин жидкостями, отрицательно влияющими на фильтрационную характеристику пласта.

+Продукты коррозии и АСПО.

+Механические загрязнения, заносимые во время ремонтов скважин. +Остатки цементного раствора.

Какие химические реагенты должны применяться для приготовления технологических жидкостей при промывках и глушении скважин ? -Не оказывающие вредного влияния на окружающую среду и организм человека.

+Имеющие сертификат и разрешение на применение в нефтяной промышленности в установленном порядке.

-Не вызывающие коррозию глубинно-насосного оборудования и обсадной колонны.

-Обеспечивающие нейтрализацию сероводорода при газопроявлениях. -Не образующие высоковязких эмульсий.

В каких случаях промывки ствола скважины до забоя являются обязательными ? +После КРС, при переводе с УСШН на ЭЦН и наоборот, при ПРС по причине засорения скважинного оборудования и после длительного срока его работы (более 600 суток).

-Каждый второй ремонт, связанный с подъемом насоса, а также после длительной его работы (более 1000 суток)

-Только после КРС и отбивки забоя выше указанного в плане работ. -При перекрытии шламом интервалов перфорации.

-При ПРС по причине засорения и запарафинивания оборудования.

При измерении уровня жидкости с избыточным давлением в затрубном пространстве применяется метод:

-эхометрирование +волнометрирование -звукометрирование -электрометрирование

При измерении уровня жидкости, когда давление газа в затрубном пространстве скважины близко к атмосферному, применяется метод:

+эхометрирование -волнометрирование -звукометрирование -электрометрирование.

Каким документом назначается комиссия по выбору площадок и трасс коммуникаций нефтепроводов, водоводов, ВЛ и ТМ:

-распоряжением по цеху; +приказом по НГДУ; -приказом по ОАО "Татнефть"; -РД.

Какой толщины должна быть песчаная подушка при монтаже привода штангового насоса:

-50. 100мм; -100. 150мм; +200. 300мм; -250. 350мм; -300. 450мм.

Куда должен подключаться контур заземления при монтаже привода УСШН: -к любому металлическому сооружению; -к манифольдной линии; +к эксплуатационной колонне;

Вы здесь: Оборудование, трубы, материалы для нефти и газа Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ)

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ)

Рейтинг: / 40

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.

Рис. 3.12. Схема установки штангового скважинного насоса

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные 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 (рис. 3.12).

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.12) 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.

3.3.2.ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСЫ

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 3.13, 3.14). У невставных (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. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

Насос НСВ-1 – вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным клапанами (рис. 3.13).

Рис. 3.13. Насосы скважинные вставные

1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер; 5 – штанга; 6 – замок.

Рис. 3.14. Невставные скважинные насосы:

1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – ловитель

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.

Читайте также: