В начале 21 века основным источником энергии и важнейшим ключом химического сырья является нефть и природный газ. Во многом степень экономического развития и технологического прогресса зависит от обеспеченности страны нефтегазовым сырьем.
Дальнейшее развитие нефтегазовой промышленности связано с новым этапом, основные отличия которого требуют необходимость увеличения количества небольших месторождений, значительно глубоких месторождений, месторождений высоковязких, с нефтями, насыщенными агрессивной средой. Это зависит от постоянно растущего освоения месторождения на Крайнем Севере. Для развития промышленности на данном этапе основное значение имеет резкое повышение отдачи нефти и газа из пластов и доразработка многих выработанных и находящихся в стадии разработки месторождений.
Все это можно сделать только в том случае, если нефтегазовая промышленность обеспечена необходимым ассортиментом машин и оборудованием с определенными параметрами и характеристиками, качеством и в соответствующем объеме.
В настоящее время объем извлекаемых запасов нефти не превышают 45-50% от абсолютных запасов. Большое количество газа и конденсата до сих пор не обработано. Что касается автоматизации всех установок по добыче газа и нефти для нефтегазовой промышленности, то следует принять дополнительные меры по восстановлению оставшихся запасов большого числа бывших нефтяных месторождений. В ближайшее время необходимо решить сложные задачи по освоению нефтегазовых месторождений в шельфовой зоне.
Последние десять лет развития нефтяной промышленности нашей страны характеризовалось увеличением обводненности добываемой нефти и сокращением дебита при добыче нефти и газа. В связи с этим в России все больше скважин переходят с фонтанных методов нефтедобычи и газлифтного методов к нефтедобыче с помощью электроцентробежных насосов при помощи штанговых насосов.
Основной причиной широкого применения штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ) в первую очередь обусловлено применением насосов объемного типа, которые создают отбор пластовой жидкости в в широком диапазоне при целесообразных энергетических затратах, простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях, в отличии от других способов менее подвержена влиянию от агрессивной среды. Около 70% существующих скважин в России эксплуатируются ШСНУ. Нефтедобыча с ШСНУ осуществляется на основе сравнительно старых технологий и оборудования нефтедобычи, что особенно актуально для скважинного и внутрискважинного оборудования и операций, проводимых с ними. На данный момент отрасль стала на перепутии между устаревшими технологиями добычи нефти, но отлаженной системой, либо использованием новых технологий. Особая актальность использования инновационных методов добычи нефти связана с повышенным содержания воды в добываемой нефти.1 Насос НСН2-44 с оптимизированной конструкцией узла ловителя
всасывающего клапана
1.1 Обзор существующих конструкций НСН
Модификаций конструкции НСН2-44 огромное разнообразие. Разберем главные отличия отечественных промышленных насосов для нормальных и осложненных условий эксплуатации.
В зависимости от вида присоединения в колонне НКТ различают вставные (НСВ), невставные (НСН), скважинные насосы.
Вставной насос в полной сборке спускается внутрь НКТ на штангах. НСВ при посадка и герметизации крепится на замковой опоре, изначально спущенной на НКТ. Смена насоса происходит после подъема колонны штанг. Рекомендуется использовать НСВ в малодебитных скважинах с большой глубиной спуска.
Насос НСВ1 состоит из цилиндр, плунжер, замка, нагнетательного, всасывающого и противопесочного клапаны. Клапан представляет собой сдвоенную пару «седло-шарик», таким образом увеличивается надежность и долговечность насоса. Всасывающий клапан привинчен к нижнему концу цилиндра, к нагнетательному плунжеру, имеющему шток с переводником под штанги. Замок и противопесочный клапан крепится в верхней части цилиндра.
Рассмотрим основные отличия и особенности между насосом НСВ2 и насосом НСВ1. Прежде всего НСВ2 имеет в наличие замок в нижней части цилиндра; различие по методу установки: нижний конец насоса сажается на замковую опору. Этот способ дает возможность освободить цилиндр насоса от цикличных растягивающих нагрузок и увеличение глубины подвеса насоса. Глубина спуска насосов НСВ1 максимальная 2500 м, в свою очередь для насосов НСВ2 - от 2500 до 3000 м.
Для спуска цилиндра невставного (трубного) скважинного насоса необходимо соединение с колонной НКТ. Плунжер НСН заводится через НКТ в цилиндр вместе с всасывающим клапаном, закрепленный на нем на присосках. Во избежание повреждения плунжера во время спуска, его диаметр всегда меньше на 6 мм внутреннего диаметра НКТ. Использование НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Штанги и трубы при замене насоса (цилиндра) поднимаются первоначально.
Насос НСН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. Верхняя часть оборудована с клапаном разрядки и штангой с переходником штанги. Всасывающий клапан свободно подвешивается к нижнему концу плунжера, используя наконечник на захватном штоке. Клапан помещен в седло корпуса при работе. Всасывающий клапан должен быть подвешен к плунжеру для слива жидкости из НКТ перед их подъёмом, а также для замены клапана без подъёма НКТ. Захватный шток внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9 м.
Насос НСН2 выпускаются в двух вариантах: с верхним и нижним креплениями цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, то есть цилиндр не нагружен. Аналогично насосу НСВ2 с нижним креплением по сравнению с насосами НСН1, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200 и 1500 м до 2200 м.
Для откачки высоковязкой жидкости используется дифференциальный однонаправленный насос с НСВГ, состоящий из пары соединенных насосов, один из которых является рабочим, а другой создаёт дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.
В отличии насоса НСВД от НСВГ имеют дополнительный всасывающий клапана на нижнем конце нижнего плунжера, который создает дополнительную камеру для сжатия газированной жидкости.
Насос НСНА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плунжера.
Штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускают штанги из легированных сталей, диаметром (по телу) 19, 22, 25 мм и длиной 8 м для нормальных условий эксплуатации. Для регулирования длины колонны 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. На утолщённом высаженном конце штанги имеются резьбовой ниппель под муфту, участки квадратного сечения под захват штанговыми ключами, упорные и опорные бурты в переходной зоне для посадки штанг на элеваторы при СПО. Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготовляется без головок, а на концах имеет стандартную резьбу. Резьба штанг и муфт должна быть защищена предохранительными колпачками и пробками от повреждений, грязи и влаги.
Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины и подвешивания колонны НКТ. Устьевое оборудование типа ОУ включает: устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.
1.1.1 Назначение, краткая характеристика процессов глубинно-насосной добычи нефти
Штанговая скважинная насосная установки НСН2-44У состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (НСН2-44) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы. На рисунке 1.1 изображена бщая схема штанговой насосной установки
Рисунок 1.1 - Общая схема штанговой насосной установки
Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики), присоединяемые к приемному патрубку НСН2-44 и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).
В наземное оборудование входит станок – качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.
Станок – качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.
Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный кла-пан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах.
При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан.
Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 - 6 м). Накап-ливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.
Насосы разделяются на невставные или трубные и вставные. Главные отличия их состоят в следующем.
Невставные насосы. Спуск цилиндра производится в скважину без плунжера на насосных трубах. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер заходит в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Для того чтобы плунжер прошел до цилиндра без затруднений через трубы, последние всегда имеют диаметр больше наружного диаметра плунжера (составляет 6 мм). При извлечении невставного насоса при замене или ремонте надлежит извлечь первоначально штанги с висящим на их конце плунжером, а потом насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.
Вставные насосы. Спуск цилиндра в сборе с плунжером и клапанами производится на штангах. Для таких случаев на конце насосной трубы изначально вставляется определенное посадочное устройство - замковая опора, которая служит для посадки и уплотнения насоса. При ремонте для поднятия вставного насоса нужно только извлечь штанги, вместе с ними поднимается весь насос.
Диаметр плунжера вставного насоса должен быть меньше диаметра трубного, так как при вставном насосе через трубы данного диаметра проходит не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.
Вставные насосы НГВ-1 могут иметь один или два клапана, размещаемых в верхней или нижней части плунжера.
Подъем и спуск насоса в сборе происходит на штангах, что тем самым ислючает исползование ловителя или штока для подъема всасывающего клапана.
Номинальные диаметры цилиндров отечественных насосов имеют следующие размеры, мм :
1) НГН-1 – 28; 32; 43; 55; 68;
2) НГН-2 – 28; 32; 38; 43; 55; 68; 82; 93;
3) НГВ-1 – 28; 32; 38; 43; 55; 68.
Допустимые отклонения фактических диаметров от номинальных возможно 1 - 2 мм в большую сторону (для 93-мм насоса диаметр может доходить до 96 мм). Это необходимио для повторного использования плунжеров, цилиндров и других деталей при ремонте на заводах или в мастерских.
Принципиальная схема скважинных штанговых насосов предсталвлена на рисунке 1.2.
Рисунок 1.2. 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 конусов, 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 конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка в- вставной насос
Производство плунжеров осуществляется из стальных труб номинальной длины 1,2 м. Внешняя поверхность отполирована и покрыта хромом. Плунжеры подразделяются на 4 типа: гладкие (рисунок 1.3, а), с канавками (рисунок 1.3,б), с винтовой канавкой (рисунок 1.3, в) и типа «пескобрей» (рисунок 1.3, г).
Рисунок 1.3 - Плунжеры, применяемые для штанговых глубинных насосов
Рисунок 1.4 – Клапана применяемые для штанговых глубинных насосов
Узел в насосе подвергающийся быстрому износу является клапан. В течение длительного времени постоянные удары шарика по седлу под действием столба жидкости разбивают поверхность контакта, и герметичность клапана ухудшается. При откачке жидкости с абразивной суспензии (песка) и в присутствии агрессивной среды создаются особо сложные условия для работы клапана.
1.2 Анализ работы оборудования
1.2.1 Анализ условий и режима эксплуатации НСН2-44
Структура механизированного фонда складывается в зависимости от фактического производства оборудования.
Последнее не позволяет значительно расширить применение таких оптимальных способов, как газлифт, в требуемых масштабах.
Поэтому в дальнейшим предстоит широкое внедрение штанговых скважинных насосов (НСН2-44).
В наши дни с помощью НСН2-44 добывают 15 % нефти. Основные плюсы данных установок: они экономичны и более технологичны, относительно просты в обслуживании, обеспечивают широкий диапазон регулирования подачи одним и тем же насосом и отбор небольших дебитов скважин.
При эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными установками, возможны осложнения, возникающие в результате трения штанг о трубы, которые обусловлены эксплуатацией наклонно-направленных скважин, а так же осложнения процесса освоения скважин в результате увеличивается вероятности заклинивания (прихвата) плунжера во время остановки скважины, после глушения их утяжеленным раствором.
Основная особенность эксплуатации скважин штанговыми насосами- наличие поверхностного привода НСН2-44, с работой которого связаны аварии, ведущие к травматизму прямо или косвенно.
В процессе работы штангового насоса колонна насосно-компрессорных труб испытывает значительную динамическую нагрузку.
Характер аварий, возникающих при этом, весьма специфичен для данного способа эксплуатации, они опасны для обслуживающего персонала своей внезапностью, а ликвидация их требует больших затрат и связана со сложными работами по ловле труб и штанг.
1.2.2 Анализ отказов и других технических проблем, выявленных в процессе эксплуатации НСН2-44
Предварительный анализ повторных ремонтов НГДУ «Уфанефть» за 2011 – 2015 г г показали следующее.
Основными причинами отказа НСН2-44 являются:
– заклинивание плунжера;
– запарафинование клапанов;
– наличие механических примесей;
– износ клапанов;
– засорение клапанов;
– скол шариков клапанов;
– обрывы штанг;
– поломка седла;
– износ плунжера;
– износ цилиндра.
Прекращения подачи насоса происходит вследствие из-за парафинивания НКТ и их негерметичности. Причиной этого осложнения является отсутствие на скважинах надежных средств профилактической борьбы с парафином и применение износившихся труб.
Основной причиной засорения, является засорение при глушении скважин, как следствие грязного раствора и бойлеров, а также окалина в НКТ, засорений и повреждений фильтров как в самой скважине так и в насосе.
Снижение показателей засорения связано в первую очередь с запуском на растворном узле системы двойной очистки "Циклон", а также с регулярными промывками бойлеров по графикам промывок. Уменьшение засорений окалиной связано с внедрением установки по внутренней очистки НКТ на ЦТБ.
В процессе циклической работы штанг могут происходить их отвороты, обрывы в резьбовых соединениях или по телу штанг. Также обрывы могут быть вызваны трением штанг о внутреннюю поверхность НКТ, как следствие либо неправильного подбора компоновки колонны штанг, либо нарушения параметров работы НСН2-44У (отклонение от оптимального режима работы); имеет место и обрыв штанг из-за их значительных деформаций; основные причины отказов отражены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Основные причины отказов
Причина отказа Количество, шт. Отказы, % Кумулятивный итог,%
1 Засорение клапанов 105 35 35
2 Заклинивание плунжера 63 21 56
3 Обрыв штанг 54 18 74
4 Скол плунжера 42 14 88
Другие отказы 36 12 100
Итого ?=300 шт 100%
На рисунке 1.5 изображена диаграмма основных причин отказов
Рисунок 1.5 – Диаграмма основных причин отказов
Из рисунка 1.5 видно, что количество засорений уменьшилось с 35 % в 2013 году до 26 % в 2015 г., что связано, как и в случае с повторными ремонтами, с лучшим качеством раствора глушения, более частой промывкой бойлеров, лучшим качеством НКТ, выходящих с ремонта из ЦТБ.
Количество обрывов штанг снизилось с 18% в 2013 г. до 15% в 2014 г., что связано в первую очередь с созданием в ЦТБ цеха по ремонту штанг. Каждая штанга, выходящая с ЦТБ, подвергается тестированию (растяжка штанг, дефектоскопия).
По этим причинам снизился и процент заклинивания плунжера с 21% в 2013 г до 15% в 2014 г.
По этим же причинам снизилось количество скол плунжера с 14 % в 2013 г. до 13% - в 2014 году.Часто ремонтируемый фонд скважин по Манчаровскому месторождению уменьшился на 3 скважин в 2011 году по сравнению с 2010 годом. Уменьшение количества связано с проведением ряда геолого-технических мероприятий.
По двум скважинам, причиной выхода из строя установок УШГН которых был обрыв штанг, произвели смену колонны штанг. По пяти скважинам, причиной выхода в ремонт которых было засорение клапанов, произведена смена НСН2-44 со скреперованием и промывкой забоя. По двум скважинам изменена глубина подвески насоса, которая позволила избежать заклинивания плунжера.
В 2011 году по часто ремонтируемому фонду, состоящему из 6 скважин, было произведено 18 ремонтов. Из них 6 ремонтов приходится на НСН2-44, отработавшие гарантийный срок эксплуатации, свыше 150 суток.
По оставшимся 12 ремонтам, причинность распределяется следующим образом:
– 5 ремонтов приходится на засорение клапанов;
– 2 ремонта приходится на обрывы штанг;
– 2 ремонта приходится на заклинивание плунжера;
– 2 ремонта – поломка седла;
– 1 ремонт – запарафинивание клапанов.
В 2011 году по часто ремонтируемому фонду, состоящему из 1 скважины, было произведено 3 ремонта. Из них 1 ремонт приходится на отработавшую гарантийный срок эксплуатации установку, свыше 150 суток. Другие 2 ремонта произошли по причине:
– 1 ремонт приходится на засорение клапанов;
– 1 ремонт - на обрывы штанг.
Скважины, находящиеся или попавшие в часто ремонтируемый фонд, в каждом месяце включаются в график работы ПРС и по ним утверждаются мероприятия, которые рассматриваются главным инженером НГДУ. Поднятые установки подлежат обязательному разбору с принятием оперативных мер : в скважинах, вышедших
в ремонт по причине обрыва штанг производится полная замена штанг; по причине засорения клапанов и заклинивание плунжера – скреперование с промывкой забоя и спуск ГПЯ. После ремонта производится вывод на режим со снятием динамограмм и отбивкой динамических уровней.
Изучив причины отказа насосов, можно сделать следующие выводы:
Осуществлять своевременное техническое обслуживание СК, а также проводить, согласно графику, исследования работы штангового скважинного насоса.
Основной причиной отказа у всех насосов является большое содержание механических примесей в добываемой жидкости, что соответствует 90 % от всех поднятых насосов, находящихся под наблюдением.
Остальные причины отказа носят единичный характер. Они могут возникать как при изготовлении, так и при транспортировке, спуско-подъемных операциях и эксплуатации насосов.
1.3 Обоснование основных параметров оборудования
Таблица 1.2 – Статистическая информация о наработке до отказа штангового насоса в сутках
210 349 152 130 72 355 23 170 48 366
33 180 138 153 30 259 8 389 24 138
113 320 313 218 29 162 253 78 118 68
117 125 237 265 111 140 241 171 277 255
Число информации n=40.
Для облегчения расчётов при числе информации n>25 статистический материал обычно представляется в виде статистического ряда.
Число интервалов ряда примем равным:
(1.1)
Величину одного интервала определим по выражению:
(1.2)
где – наибольшее значение статистического ряда;
– наименьшее значение статистического ряда;
– ширина интервала.
При составлении статистического ряда для каждого интервала подсчитывают:
– количество значений случайной величины в i-м интервале;
– частность (опытная вероятность) в i-м интервале;
– накопленная частность;
– эмпирическая плотность вероятности.
По данным таблицы 1.2 построен статистический ряд таблицы 1.3.
Таблица 1.3 – Статистический ряд
Интервал,
сут. Середина
интервала
, сут. Частота
Опытная вероятность
0-64 32 7 0,175 0,175 0,0027
65-128 96 8 0,2 0,375 0,0031
129-192 160 10 0,25 0,625 0,0039
193-256 224 6 0,15 0,775 0,0023
257-320 288 5 0,125 0,9 0,0019
321-389 355 4 0,1 1 0,0015
Функция распределения случайной величины может быть достаточно строго определена с помощью статистических характеристик, называемых параметрами распределения.
Распределение случайных величин, изучаемых в теории надёжности, характеризуют с помощью математического ожидания, дисперсии, среднеквадратического отклонения и коэффициента вариации.
Математическим ожиданием случайной величины называется сумма произведений всех возможных значений случайной величины на вероятность этих значений:
(1.3)
На практике для оценки математического ожидания используют среднее арифметическое значение случайной величины.
Для статистического ряда:
сут. (1.4)
где k – количество интервалов в статистическом ряду;
– значение середины i-го интервала;
– опытная вероятность i-го интервала.
Важным параметром распределения является дисперсия.
Дисперсия характеризует разбросанность значений случайной величины около её математического ожидания. Дисперсия имеет размерность квадрата случайной величины, поэтому часто пользуются среднеквадратическим отклонением случайной величины:
(1.5)
где - среднее квадратическое отклонение;
D – дисперсия случайной величины.
Среднее квадратическое отклонение определим по уравнению:
(1.6)
Статистическая информация может содержать резко выделяющиеся значения, которые оказывают существенное влияние на оценку показателей надёжности. Поэтому все резко выделяющиеся значения случайной величины должны быть проанализированы и исключены из рассмотрения, если они являются следствием грубых ошибок при наблюдении. Однако известны случаи, когда необоснованно отбрасываются результаты наблюдений, которые якобы нарушают вид исследуемого процесса, что может привести к неверным выводам, особенно при малой выборке.
В связи с этим при исключении из рассмотрения отдельных результатов нужно тщательно проанализировать условия проведения наблюдений, физическую картину процесса.
Большой разброс значений может быть и следствием резко меняющихся условий эксплуатации, некачественной технологии изготовления изделия.
Приближённо оценку информации на выпадающи е точки проводят по правилу Если значения случайной величины не выходят за пределы все точки информации считают действительными.
Для более точной проверки применяют специальные критерии.
По критерию Груббса проверяют крайние члены распределения. Расчёт ведётся по формуле:
. (1.7)
где t - равно или .
Если при известном и принятом уровне значимости , то крайние члены исключаются из рассмотрения.
а) для наименьшей точки информации:
(1.8)
б) для наибольшей точки информации:
(1.9)
Выберем для оценки результатов наблюдений уровень значимости Так как для обеих точек при n=40 заведомо то оставляем крайние точки в рассматриваемой совокупности.
По форме дифференциальной функции можно предположить, что в нашем случае имеет место распределение Вейбулла.
Теоретический закон подбирают, принимая во внимание:
– физическую природу отказов;
– опыт отработки деталей и изделий аналогичного назначения;
– форму кривой плотности распределения;
– совпадение опытных точек с теоретической кривой интегральной функции или функции безотказности;
– коэффициент вариации.
Знание коэффициента вариации, характеризующего рассеивание показателя надёжности:
; (1.10)
Это позволяет судить об условиях эксплуатации машин и их технологии изготовления. Разработаны таблицы, позволяющие ориентировочно судить о виде закона распределения в зависимости от величины коэффициента вариации. Так как в нашем случае V>0,5, то в первом приближении принимаем распределение Вейбулла.
1.4 Оптимизация конструкции узла ловителя всасывающего клапана
Назначение данного оборудования – упрощение и удешевление конструкции при производстве, используя компоненты типового глубинного штангового насоса, возможность обработки призабойной зоны разнообразными реагентами без подъема насоса из скважины,при осуществлении замены насоса при подъеме насосно-компрессорных труб без излива жидкости из отвинченной трубы на устье скважины, увеличение надежности и эффективности работы насоса при добыче высоковязкой нефти с проявлениями эмульсии, а так же расширить функциональные возможности насоса с точки зрения совмещения технологических операций по промывке забоя скважины.
Использование глубинного штангового насоса, содержащего цилиндр, узел всасывающего клапана, плунжер и нагнетательный шток-клапан с толкателем помогает в решении данной цели. Отличием является то, что нагнетальный шток-клапанв нижней части снабжен ловильной втулкой с проходными каналами и изготовлен для возможности ограниченного осевого перемещения внутри плунжера, при этом узел всасывающего клапана изготовлен с возможностью извлечения и установлен в нижнем конце цилиндра в седле клапана, корпус всасывающего клапана с продольным и проходными равнорасположенными по окружности пазами, шарика с седлом, ловильной цапфы, изготовленный с возможностью зацепления с ловильной втулкой. На рисунок 7.1а изображен продольный разрез глубинного штангового насоса в момент начала хода плунжера вверх; рис.7.1б –продольный разрез нижней части насоса.
Глубинный штанговый насос содержит установленный на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб цилиндр 1 (рисунок 1), плунжер 7 корпус ограничителя 4, клетка и нагнетательный шток-клапан 2, жестко соединенным с колонной штанг 24 с помощью ограничителя хода 5.
Нагнетательный шток-клапан 2 размещен в плунжере 7 с возможностью
ограниченного осевого перемещения в пределах А = 16 мм, а в нижней части снабжен ловителем 9 с проходными каналам, который соединяется резьбовым соединением к шток-клапану. В нижнем конце цилиндра 1 через переходную муфту 3 и удлинительный ниппель 8 установлено седло конуса 18 к которому крепиться фильтр 19. Клетка всасывающего клапана 16 с тремя отверстиями для прохождения добываемой жидкости фиксирует седло 20 шарика 14 и соединяется резьбой в верхней части со стержнем штока-ловителя.
Насос работает следующим образом. Соединенный с колонной насосно-компрессорных труб цилиндр 1, оснащенный узлом извлекаемого всасывающего клапана со стержнем штока-ловителя, спускают на заданную глубину в скважину, затем на колонне штанг плунжер 7 с нагнетательным шток-клапаном 2 и ловителем 9. Производят подгонку плунжера 7.
В исходном положении (начале цикла всасывания) плунжер 7 находится в нижнем положении в цилиндре 1, всасывающий клапан 14 и нагнетательный
