Насосы скважинные штанговые

ГОСТ P 51896-2002 Насосы скважинные штанговые. Общие технические требования. [c.96]

Насосы скважинные штанговые [c.218]

В Российской Федерации на скважинные штанговые насосы применяется стандарт ГОСТ Р 51896-2002 Насосы скважинные штанговые. [c.218]

Сравнительный анализ основных нормативных документов на насосы скважинные штанговые [c.222]

Наибольшее распространение получили остеклованные насосно-компрессорные трубы для фонтанных и оборудованных штанговыми и электропогружными насосами скважин. [c.120]

Эксплуатация наклонно-направленных скважин штанговыми насосами, и особенно скважин с большими углами отклонения осложняется быстрым износом штанг и труб, чему в значительной степени способствует наличие в добываемой жидкости песка, пластовой грязи и воды, стремящихся осесть вдоль лежачей поверхности колонны насосных и обсадных труб. Вращение колонн насосных труб и штанг для обеспечения более равномерного износа их не всегда оправдывается. В глубоких скважинах с углом отклонения ствола порядка 55° вследствие пульсации насосных труб сильно изнашиваются их муфты и протирается обсадная колонна. В скважинах с большим углом отклонения число качаний насосов особенно сильно лимитируется прочностью насосных штанг. Попытки применить штанговые насосы с большой длиной хода не имели успеха, так как истинный ход плунжера был намного короче хода головки балансира. [c.302]

В Калифорнии ежесуточно добывается свыше 40 тыс. тяжелой нефти с удельным весом до 1,03 170]. Добывается такая нефть и в других нефтяных районах. В понятие тяжелая нефть рекомендуют включать такие нефти, которые требуют специальных методов добычи, очистки и транспортирования. Самая тяжелая нефть, которая может извлекаться из скважин обычными методами без серьезных осложнений, имеет удельный вес около 1,0, что соответствует вязкости ее в 5000—10 ООО сп в верхней части подъемной колонны труб. При эксплуатации таких скважин штанговыми насосами возникают большие трудности. Иногда при остывании нефти время свободного падения штанг в ней измеряется часами. Обычно при добыче тяжелой нефти добиваются снижения вязкости ее, используя для этого следующие методы подогрев нефти, применение поверхностно-активных веществ для эмульгирования нефти в воде, добавка легкой нефти — растворителя. Применение этих методов в большинстве случаев связано с подводом жидкости или пара с поверхности к приему насоса но специальной колонне труб. [c.305]

Расчеты проводились применительно ко втулке составного цилиндра глубинного скважинного штангового насоса исполнения ПП2 С-57-30-12 для различных скоростей движения плунжера. Результаты расчетов для функции натяга приведены в табл. 1, 2 (коэффициенты даны в мм). [c.203]

В скважину спущен вертикальный плунжерный штанговый насос одинарного действия. Диаметр плунжера d = 38 мм, длина хода плунжера S = 3,3 м, число качаний в минуту = 6, коэффициент подачи а = 0,75. [c.116]

Установки штанговых скважинных насосов. [c.24]

Подобный анализ нами проведен в отношении бурильных труб, трубопроводной арматуры, штанговых скважинных насосов и установок [c.308]

В настоящее время взят курс на проведение комплексной автоматизации нефтяных промыслов. Однако задачу эту трудно решить достаточно полно в значительной степени вследствие того, что автоматически регулировать режим эксплуатации скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами и станками-качалками, пока практически невозможно. Поэтому сейчас при разработке схем автоматизации ограничиваются обычно контролем параметров и режима работы таких установок. [c.47]

Оборудование для эксплуатации скважин при помощи глубинных штанговых насосов или эрлифта отличается очень большой металлоемкостью. [c.48]

Нередко срок службы штанг и труб в скважинах, оборудованных глубинными штанговыми насосами и эрлифтами, оказывается в 5, 10 и даже 20 раз меньше расчетного, а это приводит к дополнительному расходованию многих тонн и даже десятков тонн дефицитных штанг и труб на каждую скважину в год. [c.50]

Эксплуатация глубоких скважин. Остановимся прежде всего на эксплуатации скважин глубоких и сверхглубоких. Как известно, эксплуатация таких скважин при помощи глубинных штанговых насосов возможна в весьма ограниченных пределах, главным образом, вследствие недостаточной прочности штанг и низкого коэффициента подачи. Так, например, на нефтяных промыслах Баку из скважин с глубиной динамического уровня около 2000 м удается отбирать жидкости до 20 м 1 сутки. [c.51]

Эксплуатация скважин, дающих очень вязкую нефть. Среди нефтяных месторождений встречаются такие, которые содержат нефть очень большой вязкости (порядка нескольких стоксов и даже десятков стоксов). Разработка таких месторождений представляет большие трудности. Применение глубинных штанговых насосов часто оказывается невозможным вследствие того, что время свободного падения штанг при ходе вниз составляет иногда десятки минут и даже часы. К. п. д. центробежных насосов в этих условиях снижается до нескольких процентов. Между тем применение [c.55]

Средний межподъемный период работы погружных агрегатов в скважинах глубиной около 1000 м промысла № 4 уже в период освоения нового метода эксплуатации был равен среднему межремонтному периоду работы скважин, эксплуатируемых глубинными штанговыми насосами, а в середине 1961 г. превысил его вдвое. [c.226]

Описание индивидуальной гидропоршневой установки, предназначенной для эксплуатации нефтяных скважин Башкирии, было дано выше. Установки эти очень просты. Оборудование ими скважин существенно изменяет облик промыслов. Силовой агрегат устанавливается на некотором расстоянии от устья скважины в будке из гипсовых плит. На устье же скважин монтируется небольшая головка. И это — все новое оборудование, которое заменяет громоздкий станок-качалку, устанавливаемый в непосредственной близости от устья скважины при эксплуатации ее штанговым глубинным насосом. [c.239]

Скважины, эксплуатирующиеся гидропоршневыми насосными агрегатами, отличаются большими межремонтными периодами работы. Так, если в 1959 г. в НПУ Туймазанефть средний межремонтный период работы скважин, эксплуатируемых погружными центробежными насосами с электроприводом, составлял 108 суток, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами — около 50 суток, то средний межремонтный период работы скважин, эксплуатируемых гиДропоршневыми насосными агрегатами, составил 182 суток, причем значительная часть подъемов была произведена в экспериментальных целях. Некоторые скважины работают без ремонта с момента перевода их на эксплуатацию гидропоршневыми насосными агрегатами по два-трн года. [c.247]

Однако проведению таких исследований обычно при эксплуатации скважин штанговыми насосами сопутствуют серьезные осложнения 1) трудности изменения величины нодачи глубинного насоса, необходимость остановки станка-качалки и издтене-ния числа качаний ее или длины хода штока 2) трудность или даже невозможность определения динамического уровня эхомет-рированием при величине газового фактора скважины, превышающей 50 м /т сутки, 3) неудобство применения глубинных [c.209]

Гидропоршневые насосные агрегаты с большим успехом применяются для эксплуатации наклонно-направленных скважин и на других промыслах [68]. Одна из фирм, прежде чем оборудовать гидропоршневыми насосными агрегатами наклонно-направленные скважины, решила проверить их эффективность в вертикальных скважинах и оборудовала для этой цели две группы скважин на двух промыслах. На одном промысле было оборудовано 15 скважин глубиной 1200—2600 м. Средняя стоимость эксплуатации этих скважин составляла 1,27 долл. на скважину в сутки, в то время как средняя стоимость эксплуатации остальных 175 скважин промысла штанговыми насосами составляла 3,15 долл. на скважину в сутки, т. е. была выше в 2,5 раза. На другом промысле гидроноршневыми насосными агрегатами было оборудовано 8 пескопроявляющих скважин глубиной более 1800 м. Средняя стоимость эксплуатации их составляла 11—12 долл. в сутки на скважину, в то время как средняя стоимость эксплуатации 15 подобных скважин штанговыми насосами достигала 21—22 долл., т. е. была почти вдвое выше. После этого эксперимента большинство наклонно-направленных скважин фирма оборудовала гидропоршневыми насосными агрегатами. Эксплуатация этих скважин обходится лишь немного дороже эксплуатации вертикальных. Специалисты, хорошо знакомые с этим методом эксплуатации, считают, что гидропоршневые насосные агрегаты являются [c.303]

ОСТ 39 - 066 - 78 ССБТ. Обо Уудование для добычи нефти штанговыми скважинными насосами. Требования безопасности устанавливает расстояние от края переднего плеча балансира сганка-качалки при отведенной в сторону головке балансира до оси скважины, площадь сечения гибкого стального проводника для заземления электродвигателя (не менее 35 мм ) и др. [c.162]

Расчетный суточный дебит нефти на четвертом этапе эксперимента Бронко — 260 т предусматривается три нагнетательных газо-воздушных скважины и три продукционных скважины, каждая с минимальным внутренним диаметром 305 мм. В продукционную скважину опускаются глубинные штанговые насосы с внешним диаметром штанг 89 мм. На поверхности продукционные скважины соединены с газонефтяным сепаратором, откуда после отделения нефть подается в нефтехранилище, а газ — к выхлопной трубе, с частичным отбором для рециркуляции в компрессорную станцию. [c.152]

Однако по позициям 2.5. (Стабилизаторы, расширители), 2.6. (Насосы буровые), 2.8. (Противовыбросовое оборудование), 3.1. (Установки элек-троцентробежных насосов), 3.2. (Установки штанговых скважинных насосов), 5.5. (Насосы для закачки воды в пласт и другое оборудование и реагенты для интенсификации нефтеотдачи) отсутствуют стандарты в одной либо нескольких системах. [c.158]

До недавнего времени кроме фонтанного способа добычи нефти у нас применяли способы откачки жидкости из скважин при помощи эрлифтов и глубинных поршневых штанговых насосов. Правда, эрлифты применяются пока еще в сравнительно большом количестве только в Бакинском нефтяном районе для эксплуатации очень глубоких или высокодебитных скважин и скважин, осложненных пескопроявлениями. Но применение их оправдывается, да и то не во всех случаях, отсутствием пока более эффективного оборудования, пригодного для работы в тех же условиях. [c.4]

В эрлифтпых установках требуется большое погружение лифтовых труб под динамический уровень жидкости в скважинах. Если же скважины имеют низкие динамические уровни, то к. п. д. эрлифтпых установок настолько снижается, что применение их в ряде случаев становится нерентабельным или даже невозможным. Поэтому в случаях, когда имеются технические возможности эксплуатации скважин другим способом, осуществляется немедленный перевод их на эксплуатацию этим способом. До недавнего времени для этого имелась лишь единственная возможность — перевод скважин на эксплуатацию глубинными штанговыми поршневыми насосами. Эффективность этих установок значительно выше, чем у эрлифтпых, по они имеют ряд существенных недостатков, а главное возможности их весьма ограничены. [c.4]

Недостатки установок глубинных штанговых насосов проявляются особенно сильно при эксплуатации глубоких и высоко-дебитных скважин, а также скважин наклонных, т. е. таких, которые будут преобладать в будуш ем. [c.5]

Следует, однако, обратить внимание на то, что нами приведены веса установленного оборудования. Сроки же фактической амортизации этого оборудования существенно отличаются. Известно, что в установках штанговых насосов очень интенсивно протекает процесс износа штанг и труб (стенок и резьб). Интенсивность этого процесса возрастает с увеличением глубины скважин и отборов жидкости вследствие увеличения нагрузок. Так, например, в скважинах при глубине подвески насосов около 2000 м обычно стремятся не допускать более 6—8 спуско-подъемных операций с одним комплектом труб во избежание аварии. Особенно интенсивно штанги и трубы изнашиваются в искривленных пескопроявляющихся скважинах. [c.49]

Раздельная эксплуатация двух горизонтов в одной скважине. Нельзя не отметить хорошие перспективы применения гидропоршневых насосных агрегатов для раздельной эксплуатации двух и более нефтеносных горизонтов в одной скважине. Как известно, применение для этой цели глубинных штанговых насосов связано с большими трудностями. То же самое можно сказать об использовании гидропоршпевых насосных агрегатов в будущем при установке в так называемых вечных скважинах стационарного оборудования. [c.55]

В процессе промысловых испытаний гидропоршневых насосных агрегатов с нормальными клапанными узлами глубинных штанговых насосов в скважинах глубиной около 1000 м была выявлена очень низкая работоспособность стандартных нагнетательных клапанов. Клапанные узлы конструкции Е. В. Косты-ченко в тех же условиях оказались значительно работоспособней. Однако в скважинах с динамическими уровнями глубиной около 2000 м работоспособность этих клапанных узлов также оказалась недостаточной. В результате доводки работоспособность клапанных узлов была несколько улучшена и в таком [c.94]

Вредный объем в насосах гидроноршневых агрегатов значительно меньше, чем в насосах штанговых. Но и здесь необходимо принимать все возможные меры против вредного влияния свободного газа. Наиболее простым и действенным средством является возможно большее погружение агрегатов под динамический уровень. Но, к сожалению, в бакинских условиях это не всегда возможно, так как во многих скважинах динамические уровни очень низкие, а снуск погружных агрегатов ниже фильтров скважин невозможен из-за опасности прихвата. В настояш,ее время глубина ногружения под динамический уровень составляет 15— 200 м. [c.232]

При переводе скважин, эксплуатировавшихся ранее глубинными штанговыми насосами, на эксплуатацию гидропоршневыми насосами агрегатами обычно резко сокращается количество подземных ремонтов (см. табл. 7). Возможности гидроноршневых установок позволяют еще больше увеличить межремонтный период работы скважин. Но для этого нужно устранить хотя бы [c.232]

В 1959 г. средний межподъемный период работы по всем скважинам НПУ Туймазанефть, оборудованным гидропоршневыми установками, составлял 125 суток, в то время как средний межремонтный период работы таких же скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, составлял 50 суток. В нескольких скважинах межподъемный период работы погружных агрегатов составляет более года, а в некоторых достиг полутора и почти двух лет (скв. 1378). Столь большой межподъемный период работы погружных агрегатов позволяет в некоторых случаях планировать подъем их для профилактического осмотра и ремонта на теплое время года, когда спуско-подъемные операции особенно легко выполнить. В зимние месяцы количество смен насосов можно свести к минимуму, существенно облегчив тем самым условия труда на промыслах. Редкие и быстрые смены погружных агрегатов дают возможность до минимума свести простои скважин, добившись тем самым очень высокого коэффициента эксплуатации их. [c.242]

Условия работы гидропоршневых насосных агрегатов в Башкирии не так разнообразны, как в Бакинском нефтяном районе. Существенно отличаются лишь условия работы агрегатов в скважинах девонских месторождений от условий работы их в скважинах угленосных месторождений, но и то главным образом лишь из-за различия в качестве нефти и величине газового фактора. Действительно, хотя глубина залегания продуктивных пластов месторождений этих двух типов отличается существенно (у угленосных около 1000 м, а у девонских — 1500 н- 2000 м), глубина динамических уровней в скважинах месторождений обоих типов примерно одинакова, так как пластовое давление девонских месторождений поддерживается на высоком уровне при помощи заводнения. Наличие высоких динамических уровней позволяет обеспечивать большое погружение агрегатов в целях увеличения коэффициента нанолнения, так как скважины девонских месторождений имеют большие газовые факторы. Выделение газа из нефти при существующих технологических режимах отбора нефти начинается на глубине 1200—1300 м. Глубина подвески штанговых насосов составляет обычно около 1000 м, глубина подвески центробежных насосов с электроприводом — 1000— [c.243]

По мере увеличения содержания воды в откачиваемой из скважин жидкости отложение парафина на стенках насосных труб, по-видимому, будет происходить еще менее интенсивно. Но одновременно могут возникнуть ослон нения в работе установок. Наибольшие опасения вызывает возможность образования нефтяных эмульсий и замерзания воды в наземных трубопроводах и оборудовании зимой. Так, зимой 1958—1959 гг. при морозах около 50° С замерзли многие самотечные линии, идущие от мерников, установленных около скважин, эксплуатирующихся штанговыми глубинными насосами. [c.246]

Определение экономического эффекта от применения в 1959 г. гидропоршневых насосных установок на скважинах, эксплуатировавшихся ранее старыми методами, было проведено в НПУ Туймазанефть и НПУ Орджоникидзенефть. В расчетах, проведенных с учетом фактических затрат, не принимались во внимание трудности, связанные с освоением нового оборудования, с ненодготовленностью обслуживаюш его персонала. На результатах расчетов отразилось влияние низкого качества наземной части оборудования, а такн<е несвоевременный ввод его в эксплуатацию. Несмотря на это, себестоимость 1 т нефти, добытой в 1959 г. в НПУ Туймазанефть гидропоршневыми насосными агрегатами, оказалась в среднем на 8,3% меньше себестоимости нефти, добытой в тех же условиях штанговыми глубинными насосами. Экономия была получена главным образом за счет уменьшения затрат на подземный ремонт скважин, на электроэнергию и депарафини-зацию. Если средний межремонтный период работы скважин, оборудованных штанговыми насосами, составлял 50 суток, то межремонтных период работы скважин с гидропоршневыми насосными агрегатами — 182 суток. [c.257]

В 1957 г. гидроноршневые насосные агрегаты были впервые применены в Колумбии для эксплуатации именно наклонно-направленных скважин [69]. На промысле Галан, расположенном в северной части Колумбии, из 45 скважин 17 имеют наклонно-направленные стволы. Забои их расположены иод рекой Магдалена. Максимальный угол отклонения составляет 25—40°, но на расстоянии 60—90 м от забоя угол отклонения уменьшается до 4 -Ь 12°. Нефть, откачиваемая из этих скважин, имеет высокую вязкость и содержит большое количество песка, который причинял много неприятностей даже в период фонтанирования скважин. После прекращения фонтанирования скважины были переведены на эксплуатацию штанговыми насосами. Но вскоре стало очевидно, что эксплуатация скважин этим оборудованием невыгодна вследствие быстрого износа труб и штанг. Поэтому скважины были переведены на эксплуатацию погружными агрегатами Кобе свободного типа размером 2 /2 х i U". Для обеспечения бесперебойной работы было приобретено пять запасных комплектов агрегатов. Устья наклонно-направленных скважин сконцентрированы на трех площадках на берегу реки. На этих же площадках расположены контрольно-распределительные станции для рабочей жидкости. Рабочая жидкость подается к площадкам по трем линиям высокого давления диаметром 2 h" с центральной силовой станции, где установлены силовые насосы Кобе с электроприводом. Для эксплуатации 17 наклонно-направленных скважин используются четыре силовых насоса мощностью по 50 л. с. В каждой из групп скважин работают погружные агрегаты при давлении рабочей жидкости 176—246 кГ/см . Поэтому в две напорные линии, идущие к площадкам, параллельно подается рабочая жидкость под различным давлением. И от обеих линий сделаны ответвления к двум контрольно-распределительным станциям. Из скважин смешанная жидкость по линиям низкого давления диаметром 2" направляется после отделения газа на центральную станцию дегидрации. На этой станции производится очистка всей нефти, собираемой на промысле. Чистая нефть перекачивается центробежным насосом в резервуар, расположенный около силовой- станции. Средний расход рабочей жидкости на скважину составляет 24 мЧсутки, а средняя подача погружных агрегатов — 12,7 м 1 сутки на скважину. [c.304]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...