Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Общая характеристика работы, конструкций приводов скважинных штанговых насосов и опыт их эксплуатации
1.1 Состояние разработки Ватьеганского месторождения 7
1.2 Анализ конструкций приводов штанговых скважинных насосов и опыт их эксплуатации 17
1.3. Балансирньїе приводы с механической трансмиссией (станки-качалки) 18
1.4 Безбалансирные приводы 31
1.5Выводы 43
Глава 2. Совершенствование системы уравновешивания станка-качалки
2.1 Способы уравновешивания приводов скважинных штанговых насосов 44
2.2 Разработка устьевой уравновешивающей системы станка-качалки для эксплуатации глубоких скважин 48
2.3 Оценка влияния устьевой уравновешивающей системы на усилия в элементах СК 53
2.4 Выводы 59
Глава 3. Аналитическое исследование работы усшн с устьевой уравновешивающей системой
3.1 Разработка методики расчета веса контргруза уравновешивающей системы СК для статического режима 60
3.2 Расчет веса контргруза уравновешивающей системы в процессе эксплуатации скважин УСШН 67
3.3 Исследование влияния релаксации эмульсии при запуске скважины в работу на вес контргруза уравновешивающей системы 70
3.4 Выводы 80
Глава 4. Совершенствование технологии эксплуатации глубоких скважин с повышенным содержанием мехпримесей в откачиваемой продукции
4.1 Результаты промысловых испытаний устьевой уравновешивающей системы станка-качалки 81
4.2 Исследование процессов трения и износа глубинно насосного оборудования при эксплуатации скважин с повышенным содержанием мех примесей 87
4.3 Разработка конструкции скважинного штангового насоса 96
4.4 Выводы 99
Основные выводы 100
Литература
- Анализ конструкций приводов штанговых скважинных насосов и опыт их эксплуатации
- Разработка устьевой уравновешивающей системы станка-качалки для эксплуатации глубоких скважин
- Расчет веса контргруза уравновешивающей системы в процессе эксплуатации скважин УСШН
- Исследование процессов трения и износа глубинно насосного оборудования при эксплуатации скважин с повышенным содержанием мех примесей
Введение к работе
Актуальность работы
Открытие и ввод в промышленную разработку залежей нефти Западной Сибири, расположенных на глубинах 3000…3500 метров, связаны с большими осложнениями при эксплуатации добывающих скважин. Выработка запасов нефти, неизбежное снижение пластового давления и притока жидкости к скважине требуют применения механизированных способов её подъема при значительных глубинах подвески насосов.
Большие нагрузки, повышенное содержание мехпримесей, кривизна стволов скважин в значительной мере снижают эффективность насосной эксплуатации скважин. Большая глубина скважины неизбежно связана с существованием искривленных участков ствола, в которых возникают силы полусухого трения.
Сочетание большой глубины подвески насоса с кривизной и наклоном ствола при подъеме нефтей с повышенным содержанием мехпримесей, выносимых из пласта (прежде всего, кварцевого песка) или образующихся в скважине (продуктов коррозии металла), попадая в зону трения, многократно увеличивает силы граничного трения штанг о трубы и в еще большей степени осложняет эксплуатацию скважин и увеличивает нагрузки на привод.
Широко распространенное роторное уравновешивание штанговых установок предусматривает компенсацию нагрузок, действующих на головку балансира только на кривошипе, и в этом процессе участвуют все элементы четырехзвенника, что приводит к их чрезмерному перегрузу. В результате – преждевременные отказы и рост потребляемой электроэнергии штанговой установкой.
Перечисленные факторы обуславливают необходимость поиска новых методов уравновешивания станков-качалок (СК).
Цель работы – повышение эффективности эксплуатации глубоких скважин обоснованием использования станка-качалки с устьевой уравновешивающей системой, позволяющей снизить энергопотребление и нагрузки на привод.
Основные задачи исследований:
1. Провести анализ эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН), в условиях Ватьеганского месторождения, а также конструкций приводов штанговых насосов;
2. Разработать конструкцию устьевой уравновешивающей системы станка-качалки для эксплуатации глубинных скважин;
3. Исследовать влияние вязкости эмульсии на работу устьевой уравновешивающей системы;
4. Разработать технологию эксплуатации глубоких скважин с повышенным содержанием механических примесей в откачиваемой продукции.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатах и анализе промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации об объекте, на обобщении результатов промышленных испытаний.
Научная новизна
1. Обоснованы принципы и предложены технические решения, направленные на снижение экстремальных нагрузок на привод штанговой установки в условиях эксплуатации глубоких скважин с повышенным содержанием механических примесей в продукции.
2. В результате исследования механизма формирования нагрузок на привод разработана методика расчета устьевой уравновешивающей системы, позволяющая оценить влияние вязкости эмульсии в период релаксации на вес уравновешивающего контргруза.
На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, методы, практические рекомендации по совершенствованию системы уравновешивания привода штанговой установки, новые технические решения для эксплуатации глубоких скважин с повышенным содержанием механических примесей в продукции.
Практическая ценность результатов работы
Разработана и внедрена конструкция устьевой уравновешивающей системы станка-качалки, позволяющая уменьшить на 25 %…40 % нагрузки на головку балансира.
Предложена технология эксплуатации глубоких скважин с повышенным содержанием механических примесей штанговым насосом новой конструкции.
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались и обсуждались
на Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук» (г. Уфа, 2009 г.);
Х международной молодежной научной конференции «Север Геоэкотех-2009» (г. Ухта, 2009 г); Второй научно-технической конференции (г. Уфа, 2010 г.); 3-ей научно-технической конференции молодых специалистов
«РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2009 г.); 60-ой межвузовской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2009 г.); на заседаниях методсовета ИПТЭР.
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 2 патента РФ.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 109 наименований, и 1 приложения. Работа изложена на 118 страницах машинописного текста, содержит 57 рисунков, 9 таблиц.
Анализ конструкций приводов штанговых скважинных насосов и опыт их эксплуатации
По расположению центра вращения кривошипов (т.О) относительно прямой В1В2, соединяющей крайние положения места соединения шатунов с балансиром — опора траверса (т. В), различают три варианта исполнения преобразующего механизма: 1) аксиальный (симметричный) механизм ОАВС (обычный СК); 2) дезаксиальный (несимметричный) механизм OiAiBC с положительным дезаксиалом е; 3) дезаксиальный (несимметричный) механизм О2А2ВС с отрицательным дезаксиалом е.
Угол дезаксиала 0 также зависит от кинематических отношений звеньев Ґ преобразующего механизма (-,-, — ). Применение дезаксиального преобразующего механизма обеспечивает разную скорость ТПШ при ходе вверх и вниз, что позволяет уменьшить инерционные нагрузки, действующие на головку балансира СК.
В 1986-89 годах был разработан и принят ОСТ 26-16-08-87 на дезаксиальные станки-качалки, получившие в обозначении аббревиатуру СКД. В исполнении преобразующего механизма этих станков-качалок имеет место отрицательный угол дезаксиала 9, что позволяет обеспечить время хода ТПШ вверх больше, чем время хода вниз. За рубежом (особенно в США) практически все СК выпускаются с небольшим дезаксиалом.
Станки-качалки обычного (ГОСТ 5866-76) и дезаксиального (ОСТ 26-16-08-87) исполнения показаны на рис. 1.3. и 1.4 соответственно.
При увеличении значений r/k и г/1 уменьшаются длины звеньев преобразующего механизма и за счет этого уменьшаются габариты и масса СК. Для станков-качалок отечественного производства значения отношений составляют - = 0,35...0,40; —= 0,45...0,50.
В зарубежной конструкции СК это соотношение составляет 0,3 и 0,4 соответственно. Величину отношений ki/k для обычных СК принимают в пределах 1,0... 1,5. Рисунок. 1.3 - Конструкция станка-качалки тип СК по ГОСТ 5866-76). Рисунок 1.4- Конструкция станка-качалки тип СКД по ОСТ 26-16-08-87) Установлено, что отношения г/к и г/1 по-разному влияют на работу привода штангового скважинного насоса. С увеличением отношения г/1 величины усилий в точке подвеса штанг, на опоре балансира и на опоре траверсы увеличиваются, а с увеличением отношения r/k величины указанных усилий уменьшаются [5].
Известны конструкции станков-качалок с одноплечим балансиром (рис. 1.5) фирмы «Lufkin» (США), завода «Vulcan» (г.Бухарест), а также завода «Уралтрансмаш», (г.Екатеринбург - привод ГПЇТГН 06-2,5) [1,4].
На рисунке 1.6. приведена сравнительная кинематическая схема преобразующего механизма станка-качалки с одноплечим (параметры обозначены индексом-штрихом) и двуплечим балансиром [1, 6, 7].
Сравнительная кинематическая схема преобразующего механизма СК с одноплечим и двуплечим балансиром Все балансирные станки-качалки состоят из рамы, установленной- на массивном фундаменте, на раме монтируется стойка, на которой с помощью шарнира (опоры) закрепляется балансир. На, переднем плече балансира устанавливается головка, соединяемая посредством канатной подвески с колонной штанг. На заднем плече балансира монтируется траверса (шарнир), соединяющая его с шатунами. Шатуны, в свою очередь, соединены с кривошипами, закрепленными на выходном валу редуктора. Выходной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем.
Известен станок-качалка с полноворотным балансиром (фигурным) конструкции АзИНМАШ и СПКТБ «Нефтегазмаш», который отличается наличием в преобразующем механизме фигурного балансира вместо балансира с головкой, а также гибкого элемента вместо шарнирного соединения траверсы с балансиром [5,8,9,10]. Фигурный балансир состоит из двух дуг, образованных радиусами к] и к соответствующими длинам переднего и заднего плеч балансира обычного (максимального) СК (рис. 1.7). Преобразующий механизм СК с фигурным балансиром фактически представляет собой шарнирный четырехзвенник ОАВС, для которого приняты следующие обозначения: ОА=г - радиус кривошипа; АВ=1 - длина ременного шатуна; ВС=к - длина «заднего плеча» фигурного балансира; ОС=р - полюсное расстояние [5].
Станок-качалка с фигурным балансиром позволяет иметь меньшую металлоемкость за счет исключения узлов балансира с головкой и траверсой. Однако, он сложнее в обслуживании за счет большой высоты стойки.
Проектированию и разработке установок скважинных штанговых насосов, в которых в качестве привода использованы балансирные станки-качалки, их исследованию, а также совершенствованию, конструкции посвящены работы А.Н. Адонина, К.С.Аливердизаде, Т.К.Аливердизаде, Р.Г.Амирова, В.А. Афанасьева, М.М.Ахтямова, М.М.Батирова, С.Б.Байрамова, М.Д. Валеева, А.С.Вирновского, А.Ш.Гиматудинова, В.П.Грабовича, В.И.Дарищева, Н.Д. Дрэготеску, И.К.Караева, В.М.Касьянова, А.М.Кенгерли, С.Х.Керимова, А.Х.Мирзаджанзаде, И.Т.Мищенко, А.Г.Молчанова, Г.В.Молчанова, А.К.Мухаметзянова, А.В.Отрадных, А.М.Пирвердяна, А.М.Рабиновича, И.Г.Узумова, К. Р. Уразакова, Э.М.Фархадзаде, Л.Г.Чичерова и др. [11, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 22, 23, 24, 26, 27, 28, 29, 30, 32, 33, 36, 37, 41, 42, 44].
Разработка устьевой уравновешивающей системы станка-качалки для эксплуатации глубоких скважин
Одним из неблагоприятных для работы УСШН явлений, как отмечается в [1], является то что усилие в ТШП постоянно направлено вниз, что обусловлено весом колонны штанг и столба жидкости над плунжером насоса. При этом величина данного усилия при ходе полированного штока вверх и вниз отличается на 30...50%, что приводит к неравномерной загрузке приводного двигателя.
Для балансирного привода за полный оборот кривошипа, т.е. один цикл работы СШН, происходит подъем и опускание колонны штанг. При ходе колонны штанг вверх двигатель привода должен затратить дополнительную энергию по ее подъему, т.е. увеличить ее потенциальную энергию: Полезная работа двигателя при этом- расходуется на подъем жидкости, при. ходе колонны штанг вниз энергия не требуется, т.е. двигатель привода работает вхолостую.
Для. выравнивания нагрузки на двигатель ПСШН за время одного цикла работы, а также с целью уменьшения его мощности привод СШН комплектуют уравновешивающим устройством. Последнее также аккумулирует энергию; получаемую от двигателя и колонны штанг при. ее; ходе вниз и отдает ее при ходе штанг вверх..
Применяемые в настоящее время установки скважинных штанговых насосов,, уравновешиваются? в основному механическим способом;: т.е; специальными противовесами (контргрузами). Для балансирных станков-качалок различают триг вида механического уравновешивания: балансирное, кривошипное (роторное) и балансирно-кривошипное (комбинированное) [2]. При балансирном уравновешивании противовес Q6 устанавливают на заднем плече балансира (рис.2.1 а). При кривошипном уравновешивании противовес QKp монтируют непосредственно на кривошипе (рис.2.1 б). Комбинированное уравновешивание - это комбинация балансирного и кривошипного уравновешивания, т.е. одну часть противовеса Qg устанавливают на балансире, а другую QKp- на кривошипе (рис.2.1 в).
Безбалансирные приводы с большой длиной хода уравновешиваются как правило установкой контргрузов (см. рис. 1.18- 1.24).
На ранних стадиях проектирования и изготовления станков-качалок имели место и другие виды уравновешивания (рис.2.3) [2].
Фирмой? Pioner Electric Supply (США) предложена рычажная система уравновешивания СК, показанная на рис.2.4 [108]. При работе СК противовесы перемещаются по дуге, в результате чего момент от его массы при ходе полированного штока вверх оказывается больше, чем при ходе вниз, что позволяет уменьшить инерционные нагрузки. Противовес шарнирно соединен с концом балансира. Шатун подсоединен приблизительно посередине заднего плеча балансира СК. Верхний конец шатуна, расположенный выше точки его соединения с балансиром, гибкой связью соединен с верхним концом противовеса. Рисунок 2.2 — Схемы расположения противовесов на СК с одноплечим балансиром. а - балансирное уравновешивание; б - кривошипное уравновешивание; в — комбинированное уравновешивание.
Схемы механического уравновешивания станков-качалок а) балансирное уравновешивание с помощью «ложной качалки»; б) уравновешивание противовесом, вращающимся с двойной частотой; в) шатунное уравновешивание.
Соотношение плеч системы уравновешивания таково, что при ходе головки балансира вниз центр тяжести противовеса перемещается по вертикали. Благодаря этому достигается постоянство уравновешивающего момента. Параметры движения противовеса относительно балансира регулируются изменением длины гибкой связи [56].
Известны также гидравлическая и пневматическая системы уравновешивания (см. рис. 1.26), преимуществом которых является то, что благодаря замене тяжелых противовесов гидро- и пневмоцилиндрами уменьшается масса станка-качалки. Однако данные систяемы являются довольно сложными и поэтому на практике не применяются. Одна из таких систем предложена в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (рис.2.5) [1].
Расчет веса контргруза уравновешивающей системы в процессе эксплуатации скважин УСШН
Характер кустового разбуривания месторождений Западной Сибири, условия эксплуатации наклонно направленных скважин (ННС) существенно отличаются от промышленно освоенных нефтяных регионов России. Наклонно направленный характер профиля в сочетании с рядом факторов, присущим для указанных месторождений, осложняют эксплуатацию скважин, резко снижают коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышают себестоимость извлекаемой нефти [ПО]. К основным факторам, осложняющим добычу нефти, относятся: большая глубина скважин, высокие значения температуры нефти на забое и газового фактора, вынос мехпримесейчиз пласта, обводнение продукции.
К наиболее сложной проблеме эксплуатации скважин относится повышенное значение сил граничного трения, износ подземного оборудования (штанг, муфтовых соединений штанг и НКТ), обусловленный повышенной кривизной стволов и присутствием в жидкости высокоабразивных частиц - кварцевого песка, выносимого из пласта, нерастворимых солей, коррозийных процессов.
Вынос механических примесей из-за слабой сцементированности породы пласта наряду с их привнесением с поверхности при подземных ремонтах,, отложение холей, приводит к их накоплению засорению рабочих органов насосов штанговых насосных установок (УСШН), осложнениям при освоении скважин, износу и выходу из строя подземного оборудования.
В такой ситуации для уменьшения числа отказов в исправленных скважинах наиболее нагруженные участки штанговых колонн оснащены центраторами конструкций ЗАО «РИТЕК-Техносервис», ООО1 «КогалымНИПИнефть». Первые из них представляют собой устройство, выполненное из стеклонаполненного полиамида, имеющее на теле ребра, которыми центратор касается внутренней поверхности НКТ, и межреберное пространство служило для снижения гидравлического сопротивления при возвратно — поступательных движениях штанги.
В первых конструкциях скребков—центраторов такого типа ребра располагались параллельно оси штанги, при этом их касание с внутренней поверхностью НКТ происходило по прямой линии, что приводило к интенсивному износу НКТ (происходил, по сути, пропил тела трубы).
В последующих конструкциях ребра стали располагать по спирали, что привело к увеличению площади контакта, снижению удельных нагрузок, и соответственно, уменьшению интенсивности снятия поверхностного слоя.
С целью оптимизации конструктивных особенностей, влияющих на интенсивность износа, автором была разработана конструкция центратора, позволяющая снизить удельные давления в зоне контакта за счет увеличения площади касания тела трубы с центрующим элементом.
Центратор конструкции ООО «КогалымНИПИнефть» также может быть выполнен из стеклонаполненного полиамида или из других материалов, в том числе из модифицированной резины и имеет форму цилиндра, диаметр которого максимально приближен к внутреннему диаметру НКТ.
Для беспрепятственного прохода откачиваемой жидкости и снижения гидравлических сопротивлений внутри цилиндра имеются проходные каналы.
Несмотря на значительно меньшую скорость износа, темп изнашивания этих центраторов также существенен и, в конечном счете, так же, как и муфты, они могут полностью разрушиться, одновременно изнашивая НКТ вплоть до образования щелевидных прорезей. В этой связи исследованиям на износостойкость подвергались в основном центраторы штанговых колонн, как узлы УСШН, наиболее подверженные разрушению. Средний коэффициент трения при работе центратора конструкции ЗАО «РИТЭК» составил 0,305, центратора ООО «КогалымНИПИнефть» - 0,301. Полученные зависимости коэффициента трения от параметра So представлены на рис. 4.6 и 4.7. Зависимость коэффициента трения от параметра So центраторов конструкции ООО «КогалымНИПИнефть» Как видно из графика на рисунке 4.8 значения параметра So (числа Зоммерфельда) для центраторов конструкции «РИТЭК - Техносервис» меньше соответствующих значений центраторов ООО «КогалымНИПИнефть» при одних и тех же реализуемых величинах коэффициента трения. Таким образом, режим работы предлагаемой конструкции центратора находится ближе к режиму гидродинамической смазки, т. е. более благоприятному с точки зрения темпов износа [3].
Коэффициент трения при работе в жидкости с различным содержанием мехпримесеи в координатах/от So Как видно из рис. 4.9, при работе в среде жидкостей с различным содержанием мехпримесеи, при соответствующем изменении коэффициента трения величина параметра трения остается постоянной.
По полученным данным построены зависимости коэффициента трения от количества мехпримесеи в жидкости (рис. 4.10) для обводненностей 0...60% (1) и 60... 100 % (2). При обводненности до 60% флюид рассматривается как эмульсия типа «вода в нефти», а при обводненности свыше 60% - как «нефть в воде».
Как видно из графика, полученные зависимости линейные. Они выражаются уравнениями: /= 0,39 м + 0,849 - для зависимости 1, /= 0,82 м + 0,022 - для зависимости 2, (1) где м — массовое содержание мехпримесеи в жидкости, %. По этим зависимостям можно определить коэффициент трения для конкретных условий: прижимающей силе, вязкости, относительной скорости трущихся тел.
Таким: образом; в результате обработки экспериментальных данных получена зависимость коэффициента трения от параметра So и процентного содержания мехпримесей. Для более полной оценки влияния- конструкции центратора на темп износа НКТ были проведены сравнительные испытания центраторов на стенде.
Повышение содержания- мехпримесей в откачиваемой продукции приводит и к преждевременным отказам штанговых насосов из-за заклинивания плунжеров.
Анализ проб отложений, отобранных при ремонте насосов, показал, что они состоят из сульфидов железа, АСПО (асфальтосмолопарафиновых отложений), неорганических солей (сульфатного и карбонатного типа), элементов породы пласта и др. Так, в ряде скважин плунжер насоса оказался забит отложениями, состоящими на 70 % из сульфида железа и на 30 % из комплекса, состоящего из СаСОз, MgCC 3 и АСПО.
В инструкциях по эксплуатации штанговых насосов есть требование, что содержание твердых частиц в продукции скважин не должно превышать 1300 мг/л. В устьевых пробах большинства скважин, эксплуатируемых УСШН, содержание мехпримесей намного меньше допустимых норм, однако несмотря на это преждевременные отказы насосов из-за засорения .мехпримесями продолжают иметь место.
Исследование процессов трения и износа глубинно насосного оборудования при эксплуатации скважин с повышенным содержанием мех примесей
Для откачки из скважин жидкостей, содержащих, механические примеси, разработана принципиально новая конструкция скважинного штангового насоса.
Известен скважинный штанговый насос, содержащий рабочую пару плунжер-цилиндр с установленными в них соответственно нагнетательным и всасывающим клапанами и фильтр для сепарации газа, связанный с приемом насоса. Фильтр выполнен в виде оребренного по наружной поверхности груза, а его связь с приемом насоса осуществляется при помощи гибкого шланга.
Недостатком данного варианта исполнения насоса является высокая вероятность загрязнения фильтра.
Известен также скважинный штанговый насос, содержащий рабочую пару плунжер-цилиндр с установленными в них соответственно нагнетательным и всасывающим клапанами. Фильтр выполнен в виде перфорированной цилиндрической емкости и связан с приемом насоса. Фильтр перед приемом насоса снабжен установленной под ним герметичной цилиндрической емкостью. Емкость гибкой связью соединена с фильтром, фильтр связан гибким шлангом с приемом насоса.
Недостатком этого насоса является недостаточная его эффективность, обусловленная небольшим объемом емкости. При заполнении емкости механическими примесями отделение механических примесей в откачиваемой жидкости не происходит; насос изнашивается.
Предлагаемое нами техническое решение предназначено для повышения эффективности работы насоса за счет очистки откачиваемой жидкости от механических примесей, предусматривает их накопление на забое скважины и последующий вынос промывкой при очередном подземном ремонте. Использование данного насоса позволит увеличить межремонтный период (МРП) скважины за счет отделения механических примесей в течение всего периода работы насоса и, соответственно, уменьшить износ рабочей пары плунжер-цилиндр и клапанных узлов насоса. Скважинный штанговый насос содержит рабочую пару плунжер-цилиндр с установленными в них соответственно нагнетательным и всасывающим клапанами, фильтр механических примесей, связанный с приемом насоса и снабженный снизу емкостью предварительного накопления механических примесей.
Фильтр механических примесей состоит из концентрично расположенных труб, верхняя часть наружной трубы и нижняя часть внутренней трубы гидравлически сообщают забой скважины с приемом насоса, а емкость предварительного накопления механических примесей выполнена в виде продолжения наружной трубы фильтра и снабжена подпружиненным клапаном, установленным в нижней части емкости, причем расстояние от насоса до подпружиненного клапана больше, чем расстояние от насоса до интервала перфорации. Рисунок 4.11.
На рисунке 4.11 представлена схема скважинного штангового насоса. Здесь: 1 - плунжер; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан; 4 -всасывающий клапан; 5 - отверстия в верхней части наружной трубы; 6 -наружная труба; 7 - внутренняя труба; 8 - отверстия в нижней части внутренней трубы; 9 - емкость предварительного накопления механических примесей; 10 - подпружиненный клапан; 11 - интервал перфорации; 12 -механические примеси; 13 - пружина.
Движение жидкости показано- сплошными стрелками, отделяемых механических примесей - штриховыми.
В рабочей паре плунжер 1 — цилиндр 2 установлены соответственно нагнетательный и всасывающий клапаны 3, 4. Фильтр механических примесей выполнен в виде двух концентрично расположенных труб: наружной б и внутренней 7. В верхней части наружной трубы 6 имеются отверстия 5, в нижней части внутренней трубы 7 имеются отверстия 8, через которые жидкость поступает на прием насоса. Емкость предварительного накопления механических примесей 9 представляет собой нижнюю часть продолжения наружной трубы 6, в нижнем торце оборудованной клапаном 10 с пружиной 13. Расстояние от скважинного штангового насоса до подпружиненного клапана 10 больше, чем расстояние от скважинного штангового насоса до интервала перфорации 11.
Насос работает следующим образом. Жидкость с забоя скважины через отверстия 5 поступает в перфорированную в верхней части наружную трубу 6, затем проходит во внутреннюю трубу 7 меньшего диаметра, перфорированную в нижней части, через отверстия 8 и поступает на прием скважинного штангового насоса. При прохождении жидкости по трубам 6 и 7 механические примеси 12, содержащиеся в жидкости, осаждаются в емкости предварительного накопления механических примесей 9 и накапливаются над клапаном 10. По мере накопления механических примесей 12 масса их над подпружиненным клапаном 10 увеличивается, и он под действием силы тяжести механических примесей 12 открывается, сообщая, емкость предварительного накопления механических примесей 9 и забой скважины. Механические примеси 12 опускаются в зумпф ниже интервала перфорации 11. Расстояние от скважинного штангового насоса до клапана должно быть больше, чем расстояние от скважинного штангового насоса до интервала перфорации 11 для предотвращения смешивания восходящего к скважинному, штанговому насосу потока скважиннои жидкости и отделяемых из скважиннои» жидкости механических примесей 12, скапливающихся в, емкости предварительного накопления 9: После сброса механических примесей» 12 из емкости предварительного накопления механических примесей 9 подпружиненный, клапаа 10 освобождается от силы тяжести, обусловленной» весом накопленных механических примесей 12, и под действием пружины 13 закрывается, тем самым перекрывая сообщение добываемой жидкости с приемом насоса через нижнюю часть наружной трубы 6.
Предлагаемый вариант исполнения скважинного штангового насоса более эффективен в эксплуатации, его применение позволяет значительно увеличить МРП скважины благодаря отделению механических примесей от добываемой жидкости в течение всего периода работы насоса и уменьшению износа рабочей пары плунжер-цилиндр и клапанных узлов насоса.
