Глубинные насосы

Глубинные насосы

ГЛУБИННЫЕ НАСОСЫ, простого действия насосы, употребляемые для откачки (помпирование скважин) воды и нефти из буровых скважин при их эксплуатации.

Устройство глубинных насосов. Эти насосы (фиг. 1) состоят из цилиндра А и поршня С. Цилиндр насоса прикрепляется к нижнему концу специальной колонны опускаемых в скважину насосных труб Т и снабжен в нижней своей части неподвижным всасывающим клапаном В. Полый поршень насоса в верхней своей части имеет нагнетательный клапан D и движется вверх и вниз в цилиндре насоса при посредстве штанги Е, приводимой в движение балансиром F станка, установленного над устьем скважины. Клапаны б. ч. шариковые, с дисковыми седлами, открываются кверху. Для скважин с большим количеством песка к нижней части цилиндра насоса прикрепляется песчаный фильтр G, задерживающий поступление песка к клапану, а в случае значительного содержания газа в скважине ставится газоотделитель X, уменьшающий количество поступающего в насос газа. Насосные трубы опираются муфтой верхней трубы на крышку головной насадки H, навинченной на последнюю колонну обсадных труб и служащей для герметичного закрытия устья скважины. Головная насадка снабжается боковыми отверстиями, в которые ввинчиваются трубы для отвода газа, а также нефти в случае фонтанирования скважины. Выше головной насадки в тройник К ввинчивается труба для отвода нефти в мерники или траппы. Штанга М двигается в сальнике. При движении плунжера вверх в цилиндр насоса поступает нефть; при обратном движении нижний клапан закрывается, верхний открывается, и нефть поступает в насосные трубы.

Устройство глубинных насосов

Поршень насоса бывает манжетный или плунжерный. В первом случае рабочую часть поршня составляют манжеты (числом 1—6) из кожи, резины или специальной композиции, зажатые металлическими кольцами. Для работы в глубоких скважинах, с большим содержанием песка, применяют насосы с плунжерами в виде стальной скалки, точно пригнанной к внутренней поверхности цилиндра; толщина стенок плунжера 6—25 мм, длина 1,2—1,8 м. Обычно плунжеры насоса снабжаются штоком Гарбутта R, служащим для подъема из скважин нижнего клапана вместе с плунжером. Нижний конец этого штока соединен с неподвижным клапаном, а верхний снабжен гайкой S или особой формы головкой, которая может опираться на ниппель U плунжера. При отсутствии штока Гарбутта для подъема нижнего клапана поднимают всю колонну насосных труб, но это связано с лишними работами и потерей времени. Имеются также насосы плунжерно-манжетного типа, в которых плунжер в верхней или нижней своей части снабжается несколькими манжетами. В так называемых многоступенчатых насосах плунжер состоит из нескольких коротких плунжеров, соединенных при помощи специальной конструкции, несущей на себе кожаные манжеты, предохраняющие плунжер от истирания песком.

Рабочие цилиндры насосов, 1,5—6 м длиной, делаются или в виде сплошной стальной трубы с отшлифованной внутренней поверхностью или в виде сборного цилиндра, состоящего из железного кожуха, в который вставляются цилиндрические полые втулки из серого плотного чугуна высшего качества. Сборные цилиндры имеют то преимущество перед цельными, что обработка их легче, и в случае износа требуется замена лишь некоторых секций. Для работы в скважинах с большим содержанием песка рабочий цилиндр насоса удлиняется при помощи ниппеля, ввинченного в его нижнюю часть. Всасывающий клапан в этой конструкции устанавливается в муфте на нижнем конце ниппеля. При таком устройстве для движения плунжера используется вся длина цилиндра, и в него не попадает песок, содержащийся около нижнего клапана. Диаметр ниппеля должен быть несколько больше диаметра цилиндра.

Всасывающий клапан состоит из латунного, бронзового или, чаще, стального шарика, опирающегося на седло из того же материала; иногда стальной шарик в скважине намагничивается, притягивается к клапанной коробке и перестает работать; поэтому в клапанную коробку вставляют пружину, заставляющую шарик опускаться на седло. Клапанная коробка коническим концом плотно входит в соответствующую выточку в муфте, навинченной на нижний конец цилиндра. Верхний клапан также состоит из шарика и седла, укрепленного на коротком ниппеле, который ввинчен в верхней части плунжера.

Глубинный насос АксельсонаСистемы насосов. Из манжетных насосов особого внимания заслуживает насос Мак-Грегора, применяющийся на Эмбенских нефтяных промыслах. Поршень его состоит из медной трубки, на которую надеваются четыре медных диска, и между ними зажимаются кожаные манжеты. Внизу цилиндра прикрепляется чугунная отливка с внутренней конической выточкой, в которую при помощи кожаной набивки закрепляется всасывающий клапан. На Бакинских промыслах получили большое распространение насосы Аксельсона и «D and В». В насосах Аксельсона (фиг. 2) как внутренняя поверхность цилиндра, так и нижняя поверхность чугунных втулок протачиваются по калибру.

Последние обрабатываются с такой же точностью, как и плунжеры, и входят в кожух впритирку, образуя центрированную шлифованную поверхность цилиндра. Плунжеры насосов не только шлифуются, но и полируются. Пригонка их делается по калибру, причем зазор не превышает 0,025 мм. Плунжеры насосов изготовляются трех размеров: для нормальной работы, недомерки для специальных условий работы (например, при высокой температуре) и несколько большего размера для работы в сработавшемся цилиндре. Например, для 50-мм насоса имеется 12 калибров плунжеров, размеры которых колеблются в пределах от 44,46 до 44,30 мм. В насосах «D and В» внутренняя поверхность кожуха не притачивается, чугунные втулки входят в него свободно и центрируются уже в кожухе при помощи специального сборочного стержня, после чего верхняя муфта завинчивается, прижимая втулки друг к другу. Калибровка плунжеров в насосах «D and В» производится в более широких пределах: для 50-мм насоса размеры плунжеров изменяются в пределах 44,81—44,45 мм. Насосы Аксельсона и «D and В» изготовляются трех категорий: 1) обыкновенного плунжерного типа («Регуляр»), с двумя клапанами и штоком Гарбутта, 2) типа «Топ Коллар» или Паркер, причем «D and В» - с цилиндром, удлиненным посредством добавочного ниппеля, и 3) плунжерно-манжетного типа с манжетами, расположенными в верхней или нижней части плунжера. В Грозненском районе обычно употребляют насосы трехклапанного типа.

Кроме «D and В», тот же завод изготовляет также насосы «С and W», снабженные приспособлением для осаждения песка. Это приспособление (фиг. 3) состоит из двух концентрических труб 18 и 12 метров длиной, укрепляемых под всасывающим клапаном; наружная труба, снизу закрытая, вверху имеет отверстия.

 

Жидкость поступает в насос через эти отверстия, опускается по кольцевому пространству между трубами и поднимается по внутренней трубе к всасывающему клапану, песок же оседает на дне наружной трубы. Иногда к нижнему концу наружной трубы присоединяется особый тарельчатый клапан для удаления накопившегося песка; для этого плунжер поднимают настолько, чтобы он вышел из цилиндра; жидкость стекает вниз, открывает клапан и вместе с грязью и песком выходит к забою, после чего клапан под действием пружины снова закрывается. Кроме того, для удаления песка применяются различного рода фильтры. В насосе Zublin плунжер состоит из нескольких (обычно трех) звеньев, не жестко соединенных между собой, вследствие чего он получает возможность несколько изгибаться и потому может успешно работать даже в недостаточно прямолинейном цилиндре. Каждое звено плунжера снабжается самостоятельным шариковым клапаном. Для работы в скважинах, дающих вместе с нефтью и песок, применяют насосы Белла (Bell), снабженные специальными карманами, в которых оседает выделяющийся из нефти песок.

Диаметр насоса считается по диаметру насосных труб, хотя диаметр плунжера обычно на 6 мм меньше диаметра труб. Ходовые размеры труб: 50, 64, 76 и 100 мм. Наиболее распространены насосы 50 и 64 мм; насосы 76 и 100 мм применяются при большом содержании воды в скважине. Длина хода плунжера 35,6—76 см, чаще всего - 50,8—61 см. В последнее время возникла тенденция к увеличению хода поршня до 300 см, но для этого требуются особые приспособления. Число качаний балансира или число ходов поршня составляет от 15 до 30 в минуту, чаще всего от 20 до 24.

Приспособление для осаждения пескаСтепень пригонки отдельных частей насоса должна соответствовать тем условиям, в которых ему приходится работать. В мелких скважинах лучше работать со свободно пригнанными плунжерами, при глубоких же скважинах в целях уменьшения утечки необходима плотная их пригонка. При откачке холодной нефти возможна плотная пригонка плунжера, в горячей же нефти пригонка д. б. менее плотной, так как вследствие неодинаковых коэффициентов расширения стали и чугуна плунжер расширяется больше, чем цилиндр, и при недостаточном зазоре между ними может заклиниться в цилиндре. При масляной нефти допустима более плотная пригонка, чем при нефтях с большим содержанием газолина, при которых на рабочих поверхностях насоса вследствие недостаточной смазки их получается большое трение.

Скорость и длина хода плунжера имеют большое значение для правильной работы насоса. При большом числе ходов поршня и небольшой длине его всасываемая части насосом нефть не в состоянии двигаться со скоростью, равной скорости плунжера, вследствие чего при ходе плунжера вверх жидкость не заполнит всего свободного объема цилиндра; благодаря этому при ходе плунжера вниз получается удар верхнего клапана о жидкость, находящуюся в цилиндре; кроме того, м. б. и второй гидравлический удар, происходящий от того, что столб жидкости, подброшенный при движении плунжера вверх, при обратном движении последнего отстает от него и затем с силой падает на верхнюю часть плунжера. Т. о., при слишком быстрой работе насоса, система будет получать ряд ударов. Для уменьшения числа ударов, в особенности в глубоких скважинах с большим дебитом, применяются насосы с длинным ходом. На американских и бакинских промыслах разработано довольно много конструкций таких насосных установок, причем некоторые из них представляют собой видоизменение станков-качалок для индивидуальной эксплуатации скважины с коротким ходом, другие же являются специальными конструкциями для длинного хода. В конструкции Фетти длинный ход насоса достигается при помощи двух шарнирно-соединенных шестерен почти одинакового диаметра, из которых одна насажена на главный вал вместо кривошипа, а вторая укреплена на конце шатуна. Шарнирное соединение шестерен выполнено в виде хомута с двумя бронзовыми подшипниками. При работе насоса вторая шестерня вращается вокруг первой, образуя планетарное зацепление шестерен между собой, причем длина хода насоса получается равной примерно сумме радиусов этих шестерен. Такая качалка применяется в Баку. Имеются также конструкции Берка, Рескей, Фарлей, Бекера, Мартиросова и др. В гидравлической установке Паттерсона с длинным ходом у устья скважины устанавливаются два вертикальных цилиндра, поршни которых поднимаются вверх под действием воды, накачиваемой насосами в нижнюю часть цилиндров. Верхние части плунжеров соединены между собой поперечиной, к которой привешиваются штанги насоса. При обратном ходе поршня вода из цилиндров поступает в специальный резервуар, играющий роль противовеса.

Насосные трубы. В Баку употребляются стандартные цельнотянутые стальные трубы высокого давления (120 atm) с временным сопротивлением на разрыв в 55—65 кг/мм2 при удлинении не менее 15%. Длина труб 5,5—6 м; толщина стенок для труб диаметром 50—150 мм колеблется от 5 до 6,5 мм; длина муфты 100—180 мм. Нарезка труб - Селлерса, со скошенными тремя последними нитками; конусность резьбы 1/21. Срок службы труб при хороших условиях достигает 4 лет, а при добыче легкой нефти без примеси воды и песка - даже 10 лет. В искривленных скважинах трубы быстро изнашиваются вследствие трения штанг об их внутреннюю поверхность. Уменьшение толщины стенок труб в нарезанной части может служить причиной их разрыва, в виду чего применяются трубы с высаженными концами. Для предупреждения падения оборвавшихся труб, на трубы надеваются специальные труболовки (кетчеры), снабженные шлипсами, упирающимися при падении насосных труб в стенки обсадных труб.

Присоединение штанг к балансиру с дополнительными приспособлениямиПри работе насоса в скважинах с небольшим количеством газа можно использовать давление последнего для увеличения производительности насоса. Для этого на насосные трубы надеваются резиновые или пеньковые набивки (сальники, или пакеры), герметически закрывающие кольцевое пространство между насосными и обсадными трубами. Газ собирается под пакером, вследствие чего увеличивается его давление на столб нефти в скважине.

Головная насадка представляет собой цилиндрическую стальную отливку с массивной крышкой, закрепляемой иногда боковыми болтами. Имеются также головные насадки со специальной прокладкой. Закрывающий верхнее отверстие насосных труб штанговый сальник состоит из цилиндрической отливки, внутри которой помещается набивка, сжимаемая снизу пружиной, а сверху навинчиваемой крышкой.

Насосные штанги, особенно для работы в глубоких скважинах, изготовляются из вязкой стали высшего качества, которая обладает большим сопротивлением на разрыв (разрывающее усилие 80 кг/мм2 при пределе пропорциональности в 50 кг/мм2). Сталь подвергается тщательной термической обработке. Длина штанг около 6—9 м, диаметр 16—25 мм, наиболее распространенные диаметры 16 и 20 мм. Диаметр штанг выбирается в зависимости от глубины скважины, диаметра насоса, числа качаний и условий работы насоса (характер нефти, количество воды и песка). Для соединения штанг между собой концы их навариваются или высаживаются; штанги с цельновысаженными концами более прочны, чем с приваренными. Штанги соединяются между собой двумя способами: 1) при помощи соединительного замка, для чего на одном конце штанги делается нарезка (Витворта), а на другом - муфта; 2) при помощи специальной муфты, в которую ввинчивают концы штанг. Последний способ предпочтительнее, так как замена отдельных муфт дешевле и проще, чем исправление соединительного замка. Большое количество сотрясений, испытываемое штангами при движении плунжера вверх и вниз, вызывает утомление металла и понижает его прочность. Число разрывов штанг по этой причине составляет до 50% всех разрывов. При длинном ходе насосов утомление металла меньше, чем при коротком. Разрыв штанг происходит и в тех случаях, когда поршень заклинивается в нижней части цилиндра вследствие оседания на нем песка, а балансир идет вверх. На прочности штанг отражается и испытываемое ими сжатие, когда при слишком большом числе качаний балансира плунжер при ходе вниз не успевает следовать за движением балансира. В искривленных скважинах у соединительных частей штанг иногда укрепляются особые направляющие из более мягкого металла, чем трубы; они подвергаются трению о трубы, предохраняя от него штанги. Для получения более равномерного истирания штанг в верхней части их, под балансиром, устанавливают специальное приспособление ротатор, благодаря которому при каждом ходе поршня штанги поворачиваются на некоторый угол. На фиг. 4 изображено присоединение штанг к балансиру с дополнительными приспособлениями: H - подвеска для штанг, R - ротатор, S - поглотитель толчков, содержащий горизонтальную пружину, надетую на горизонтальный валик, причем все соединения сделаны шарнирными, и G - зажим для штанг.

Кроме штанг, для передачи движения плунжеру иногда применяют стальные канаты, - способ, значительно сокращающий время спуска и подъема насоса. Недостатком его является способность канатов к вытягиванию, следствием чего являются потеря длины хода плунжера и понижение производительности насоса. Кроме того, случаи разрыва канатов более часты, чем штанг. По всем этим причинам они применяются редко.

Штанги соединяются с балансиром качалки при помощи полированной штанги.

Приводы. Глубинные насосы могут приводиться в действие от двигателя, обслуживающего только одну скважину (индивидуальная установка) или же целую группу скважин (центральная или групповая установка). Индивидуальные установки применяются: 1) при значительном дебите скважин, 2) при большой глубине их (свыше 900 м), 3) при большом количестве воды и песка, 4) при неустановившемся режиме скважин, требующем частых подъемов насосов и чистки скважин, 5) при больших расстояниях между скважинами и 6) в пересеченной местности, затрудняющей обслуживание группы скважин от одного двигателя. Мощность двигателя, необходимая для работы насоса при индивидуальной эксплуатации скважины средней глубины, составляет от 5 до 15 л. с., а для подъема и спуска труб и штанг до 30 л. с. Удобно применение двухскоростных электромоторов, мощностью в 15—30 л. с. Переходным видом к групповым приводам являются установки, в которых движение индивидуального привода передается насосам нескольких близко расположенных друг к другу скважин. Этот способ называется откачиванием с помощью коротких тяг. На фиг. 5 показана одна из установок такого типа: к пальцу кривошипа главного вала прикреплены тяги, соединенные с двумя качалками и передающие движение обслуживаемым ими насосам.

Способ откачивания с помощью коротких тяг

Групповые приводы применяют для эксплуатации скважин небольшой глубины, с небольшим дебитом, с установившимся режимом, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга, в сравнительно ровной местности. Они очень удобны при эксплуатации отдельных скважин только в течение нескольких часов в сутки. Установка группового привода состоит из: 1) двигателя с трансмиссией, 2) группового привода, 3) передаточных линий или полевых тяг, 4) опорных и вспомогательных приспособлений и 5) качалок над устьями скважин. Мощность двигателя (газового или электрического) колеблется в пределах от 1 до 4 л. с. на скважину. Центральные приводы бывают следующих типов: шатунный, кривошипный, дисковый и эксцентриковый. В шатунном приводе, представляющем одну из наиболее ранних конструкций групповых приводов (фиг. 6), горизонтальный шкив А с помощью шатуна В, при повороте кривошипа на 90° может поворачиваться на некоторый угол вокруг своей оси.

Конструкция групповых приводов

На окружности шкива имеется ряд отверстий для присоединения к шкиву полевых тяг, получающих при описанном выше движении шкива качательное движение в горизонтальной плоскости. Такой привод с двигателем в 25 л. с. может обслуживать 12—15 скважин средней глубины 500 м. В центральном приводе с кривошипом шкив и шатун отсутствуют; тяги, идущие к качалкам насосов, соединены шарнирно с кривошипом. Такие установки обслуживают 4—5 скважин глубиной около 300 м. В дисковом приводе на горизонтальном столе, получающем вращение вокруг вертикального вала при помощи конической шестерни, имеются два кривошипа, на которые насажены чугунные диски, расположенные в разных горизонтальных плоскостях. Каждый диск имеет отверстия для присоединения к нему полевых тяг, идущих к отдельным скважинам.

Этот привод может обслуживать 16—17 скважин глубиной 900 м при двигателе мощностью в 55 л. с. В эксцентриковых приводах, являющихся наиболее распространенным типом групповых приводов, движение полевым тягам передается при помощи одного или нескольких неподвижно закрепленных на вертикальном валу эксцентриковых дисков, эксцентриситет которых равен половине хода поршня двигателя. На каждый из дисков надевается обод, могущий свободно вращаться по окружности диска. На ободе делается ряд отверстий для закрепления в них полевых тяг, идущих к качалкам. При вращении диска обод, удерживаемый от вращения полевыми тягами, получает качательное движение в горизонтальной плоскости с амплитудой качания, равной двойному эксцентриситету диска. Эксцентриковые приводы получают движение при помощи зубчатой или ременной передачи. В приводах с зубчатой передачей (фиг. 7) на вертикальном валу вместе с эксцентриковым диском укрепляется горизонтальное зубчатое колесо, находящееся в сцеплении с конической шестерней, укрепленной на коротком горизонтальном валу вместе со шкивом для ремня, идущего от трансмиссии.

Привод с зубчатой передачей

Число эксцентриков 1—3; в последнем случае оси эксцентриков образуют углы в 120°. Эксцентрики с верхней передачей (расположенные над зубчатым колесом) применяются в холмистой местности, с нижней передачей - в сравнительно ровной местности. Эксцентриковые приводы с ременной передачей имеют шкив для ремня диаметром 5—6 м, с ободом 35—38 см ширины. Шкив м. б. деревянный или чугунный. Иногда обод шкива состоит из стальной ленты, к внутренней поверхности которой прикреплено кольцо таврового сечения; к кольцу с помощью стяжек прикрепляется система спиц. Этот шкив заклинивается на втулке, вращающейся около неподвижного вертикального вала и опирающейся на шариковую пяту. На этой же втулке маховика заклинены 2—3 эксцентриковых диска. Такой привод может обслуживать большее число скважин, чем приводы с зубчатой передачей, а именно, до 40 скважин глубиной 450 м (15 скважин при глубине 900 м). К недостаткам его относятся громоздкость и сравнительная трудность установки.

Передаточные линии, или полевые тяги, получившие распространение в Баку, изготовляются из круглой стали и имеют диаметр 13—25 мм, длину 6—9 м; на концах они снабжены головками, которые входят в соответствующие углубления специальных муфт. Для смягчения сотрясений в линии стальных тяг между отдельными частями их вставляют куски стального каната. Иногда в качестве передаточных линий применяются стальные канаты, диаметром от 22 до 38 мм. Недостаток их заключается в том, что они подвержены вытягиванию, что влечет за собой потерю хода в качалках. Для соединения отдельных тяг между собой, а также с центральным приводом и качалками, применяют специальные хомуты, стяжки, крючки, простые и двойные и пр. На время выключения скважины из работ полевые тяги остаются в натянутом состоянии.

Опорные приспособления служат: для поддержания тяг на известном расстоянии от земли, для предупреждения провеса их, могущего вызвать уменьшение хода плунжера, для придания им определенного направления и изменения его в горизонтальной и в вертикальной плоскостях. Опоры делаются неподвижные и качающиеся. Неподвижные опоры состоят из врытых в землю столбов, высотой 1,5—3 м, с головкой, в которой устроен желобок или ролик. Столбы ставятся на расстоянии 6—9 м друг от друга. Иногда тяги поддерживаются роликами. Качающиеся опоры устраиваются в виде деревянной стойки, верхний конец которой врублен в консоль; к последней на шарнире прикрепляется канат для подвешивания полевой тяги. Качающиеся опоры, деревянные и металлические, делаются также маятникового типа с верхней или нижней (фиг. 8) осью качания.

Качающиеся опоры, деревянные и металлические, делаются также маятникового типа с верхней или нижней осью качания

Опоры с нижней осью качания применяются в пересеченной оврагами местности. Присоединяя тяги к опорам на различной высоте, получают возможность изменять длину хода плунжера. Качающиеся опоры способствуют уменьшению неровности хода и сотрясений в линии. При помощи качающихся опор достигается также изменение направления движения в вертикальной плоскости. Для изменения направления передаточной линии в горизонтальной плоскости применяются угольники или т. н. бабочки (butterfly), состоящие из двух брусков, скрепленных под углом друг к другу, с осью качания в вершине этого угла. К концам угольника присоединяются тяги передаточной линии.

Качалки устанавливаются у устья скважины и служат для изменения горизонтального качательного движения, получаемого ими от центрального привода, на вертикальное возвратно-поступательное движение, передаваемое затем насосным штангам и плунжеру. Наиболее распространены два типа качалок; тип Оклахома и пенсильванский тип. Качалка типа Оклахома (фиг. 9) представляет собой комбинацию балансира и треугольника.

Качалка типа Оклахома

При натяжении полевых тяг, соединенных с верхним углом треугольника, последний, поворачиваясь на некоторый угол и поднимая при этом шатун, упирающийся своим верхним концом в балансир, тем самым поднимает поршень насоса. При обратном ходе тяг балансир опускается под действием столба жидкости над плунжером и веса штанг. Качалка м. б. железная или комбинированная из деревянной рамы и железных частей. В качалке типа Оклахома длину хода плунжера можно изменять, не прибегая к регулировке передаточной линии, тремя способами: перемещением оси качания треугольника, перемещением точки соединения шатуна с балансиром и точки прикрепления полевых тяг к треугольнику. В качалке пенсильванского типа движение передается при помощи одного только прямоугольного треугольника, к одному из острых углов которого присоединяются тяги, а к другому подвешиваются штанги. В тех случаях, когда нежелательна установка поворотных приспособлений, устанавливаются особые качалки на линии (фальшивые качалки).

Спуск и подъем штанг и труб производится при помощи приспособлений, оставшихся от бурения скважины, или при помощи особого переносного устройства, которое заключает в себе двигатель, лебедку и приспособление, заменяющее вышку. Одним из таких устройств является трактор системы Франклин с укрепленной на нем лебедкой и мачтой, состоящей из нескольких телескопически входящих друг в друга труб; наверху мачты устанавливается шкив. Применяются также пуллинг-машины, имеющие внизу лебедку с тормозом и шкив для ремня или звездочку для цепи, а наверху, на двух наклонных стойках с перекладиной - шкив для каната.

Работа глубинного насоса. Суточную производительность насоса в кг определяют по формуле:

Суточная производительность насоса

где d - диаметр насоса в см, I - длина хода плунжера в см, n - число ходов в минуту, δ - удельный вес всасываемой жидкости, с - коэффициент наполнения (в среднем равный 0,6).

Так как нефть протекает через всасывающий клапан под влиянием разности давлений внутри и снаружи рабочего цилиндра, то, чем глубже погружение насоса в жидкость, тем скорость протекания жидкости в цилиндр будет больше. С другой стороны, поддерживая погружение, наивыгоднейшее с точки зрения максимальной производительности насоса, можно создать такое противодавление на забой, что приток жидкости в скважину сильно уменьшится. Поэтому определение наиболее выгодного погружения насоса устанавливается эмпирическим путем в каждом отдельном случае. Газ, поступивший вместе с нефтью в цилиндр насоса, уменьшает его производительность, так как объем нефти, поступающей из цилиндра насоса в трубы при ходе поршня вниз, уменьшается соответственно на величину объема, занимаемого газом в цилиндре. Газ, поступивший вместе с нефтью в цилиндр насоса, вызывает непроизводительную потерю линейного хода плунжера и запаздывание действия клапанов; при большом количестве газа плунжер при своем ходе вверх и вниз будет производить только работу сжатия и расширения газа, заключенного между обоими клапанами (газовый мешок), сами же клапаны будут оставаться закрытыми. Для устранения или уменьшения этого неудобства применяются следующие мероприятия: а) устанавливаются газоотделители, уменьшающие количество газа, поступающего в насос; б) устанавливается третий клапан в нижней части плунжера; в) применяется длинный ход насоса, при котором процентное отношение потери линейного хода плунжера будет относительно меньше, чем при коротком. Являясь, с одной стороны, отрицательным фактором в смысле уменьшения КПД насоса, газ может, с другой стороны, иногда и усиливать его производительность за счет вызываемых им явлений фонтанирования нефти через насосные трубы.

Циркуляционные глубинные насосы, применяемые для откачки нефти с большим содержанием песка; при работе этих насосов применяется циркуляция чистой нефти, нагнетаемой в насос с дневной поверхности, которая производит смазку плунжера, предупреждает возможность попадания песка между плунжером и цилиндром и, смешиваясь с нефтью, поступающей из забоя скважины, увеличивает скорость движения нефти в трубах, увеличивая при этом способность нефти увлекать при своем движении песок. Наиболее известны насосы трех типов: Юлиана, Келли и Каинро.

В насосе Юлиана (фиг. 10) плунжер приводится в действие не штангами, а трубами малого диаметра («макароны»), которые вместе с тем служат для подачи наверх извлекаемой из скважины нефти.

Насос Юлиана

Чистая нефть накачивается сверху плунжерным насосом двойного действия в пространство между насосными трубами и макаронами, проходит через зазор между плунжером и цилиндром (который делается довольно свободным), смазывая при этом стенки того и другого, и, наконец, попадает в пространство между нижним концом плунжера и нижним клапаном, где смешивается с нефтью, которая поступает из забоя скважины. Эта смесь по макаронам подается на дневную поверхность. Насос Келли отличается от предыдущего тем, что нефть из скважины смешивается с накачиваемой нефтью в особом смесителе, помещаемом над плунжером, а плунжер плотно пригоняется к цилиндру. Смазка плунжера производится нефтью, поступающей из насосных труб в пространство между цилиндром и его рубашкой, и подводится плунжеру через отверстия в цилиндре. Насос Каинро приводится в действие штангами; чистая нефть дневной поверхности нагнетается через кольцевое пространство между обсадными и насосными трубами.

Групповой привод должен быть установлен в такой точке, в которой равнодействующие всех сил, действующих на него, в каждый данный момент сохраняли бы положительную и по возможности постоянную величину. Наивыгоднейшее месторасположение привода определяется несколькими способами, из которых наиболее известны: 1) способ инженера С. Ницберга, согласно которому избирают две произвольные точки среди группируемых скважин и, предполагая привод установленным поочередно в этих точках, чертят суммарную диаграмму тангенциальных усилий для каждого центра в отдельности; каждая из диаграмм определит направления максимума и минимума нагрузки на привод, которые образуют угол, близкий к 180°; пересечение биссектрис обоих углов определит наивыгоднейшее место группового привода; 2) способ инженера Гейштер, по которому принимается, что привод находится в статическом равновесии, и задача решается при помощи силового многоугольника из всех усилий, действующих на привод.

Преимущества глубинных насосов перед тартанием желонкой сводятся в основном к следующему: а) возможность эксплуатации скважин с меньшим диаметром эксплуатационной колонны труб (15—20 см вместо 25—35 см); б) меньшая мощность двигателя; в) меньшее количество обслуживающего персонала (в Америке на ряде промыслов среднее количество обслуживающего персонала на одну скважину менее 1 человека); г) меньший расход материалов; д) возможность успешного применения глубинных насосов для эксплуатации искривленных скважин, в которых работа желонкой затруднительна, а также для эксплуатации скважин с ничтожной добычей, где эксплуатация другими способами совершенно нерентабельна; наконец, е) возможность закрытой системы эксплуатации, обеспечивающей утилизацию газа и предохраняющей нефть от улетучивания легких (бензиновых) фракций, что совершенно неосуществимо при тартании желонкой. По сравнению с эксплуатацией аэролифтом насосная эксплуатация имеет преимущества более дешевой первоначальной установки и меньших эксплуатационных расходов, причем насосы с длинным ходом не уступают аэролифту в производительности.

Источник: Мартенс. Техническая энциклопедия. Том 5 - 1929 г.