1. Принцип работы насоса для предотвращения газовых пробок:
Насос для нефтяных скважин с предотвращением газовых пробок это механическое оборудование для добычи нефти, которое используется для всасывания непроточной нефтяной скважины, особенно подходит для низкопроницаемых, легких нефтяных пластов, сырой нефти с высоким отношением нефти к газу, среднеглубоких наклонных и насосных скважин для добычи нефти. Вообще говоря, низкопроницаемые нефтяные месторождения имеют разные степени "пять чувствительности" (чувствительность к воде, чувствительность к кислоте, чувствительность к соли, чувствительность к щелочи и чувствительность к скорости). Чтобы увеличить добычу нефтяных скважин и устранить ущерб, вызванный "пять чувствительностью" пласту, обычно принимаются меры по защите нефтяного пласта. Одна из мер заключается в том, чтобы не глушить скважину, что обычно используется, когда конструкция колонны скважинных труб проста, а скважинный инструмент сжимается и расширяется относительно мало. В основном он использует скважинные и наземные инструменты и оборудование для разделения среды под устьем скважины и внешней среды устья скважины во время работы. Однако современная отечественная технология, позволяющая не глушить скважину, не является зрелой (ее трудно достичь, когда давление превышает 5 МПа), и еще труднее достичь, когда колонна скважинных труб сложная, усадка и расширение относительно большие. Другой мерой является операция по глушению скважин, которая в основном направлена на скважины с относительно высоким давлением и сложными скважинными трубами. Обычно в жидкость, поступающую в скважину, добавляют защитные агенты для нефтяного слоя, чтобы уменьшить загрязнение пласта жидкостью, поступающей в скважину, но жидкость, поступающая в скважину, неизбежно нанесет ущерб пласту. Поэтому для различных различных ситуаций,Насос для нефтяных скважин с предотвращением газовых пробокнеобходимо применять не убивающие методы ведения операций с различными сферами применения.
2. Методы:
В настоящее время для добычи нефти используются два основных типа глубинных насосов для скважин. Один из них — трубчатый насос, который характеризуется тем, что при спуске в скважину цилиндр насоса и плунжер, как правило, разделены. Цилиндр насоса сначала опускается в скважину с нефтяной трубой. Когда он достигает заданного положения (глубины подвешивания насоса), плунжер насоса соединяется с нижней частью насосной штанги и опускается в скважину. После удара о насос колонна поднимается для регулировки противоударного расстояния. Поэтому при осмотре насоса все нефтяные трубы на насосе должны быть подняты, прежде чем можно будет вынуть ствол насоса, а рабочая нагрузка относительно велика. Другой — штанговый насос, процедура осмотра насоса которого сильно отличается от процедуры трубчатого насоса. Насос можно опустить в нефтяную трубу целиком. При опускании колонны нефтяных труб фиксированный опорный узел соединения должен быть соединен с нефтяной трубой на заданной глубине подвешивания насоса. При спуске насоса верхнее соединительное соединение штангового насоса соединяется с нижним концом колонны насосных штанг. Весь насос подвешивается на нижнем конце насосной штанги и опускается в скважину с насосной штангой до тех пор, пока запорное устройство на насосе не застрянет в неподвижном узле запорного опорного соединения на нефтяной трубе. Затем плунжер поднимается для регулировки противоударного расстояния. При осмотре насоса для извлечения ствола насоса необходимо вытащить только насосную штангу. Поэтому рабочая нагрузка при осмотре насоса невелика, и он больше подходит для использования в скважинах средней глубины, глубоких скважинах и нефтяных пластах с низкой пористостью и низкой проницаемостью с плохой способностью подачи пластовой жидкости. Из текущего применения этих двух насосов в полевых условиях следует, что, хотя трубчатый насос имеет различные типы насосов с различной производительностью, которые могут соответствовать условиям добычи в различных условиях, трудно добиться операции проверки насоса без подавления без использования специального наземного оборудования: существующий штанговый насос может достичь операции проверки насоса без подавления с использованием обычного рабочего оборудования, но он не может удовлетворить потребности нефтяных пластов с низкой проницаемостью, сырой нефти с высоким отношением нефти к газу и наклонных скважин.
Целью полезной модели является преодоление недостатков вышеуказанной технологии и создание нового штангового насоса, способного предотвращать газо- и фонтанирование и пригодного для откачки наклонных скважин.Насос для нефтяных скважин с предотвращением газовых пробок.
Для достижения вышеуказанной цели,Насос для нефтяных скважин с предотвращением газовых пробокпринимает следующие меры:
Theнасос для предотвращения газовых пробок в основном состоит из внешней трубки, тяги, насоса, поршня и т. д. Его внешняя структура такова: верхняя часть внешней трубки соединена с опорным седлом через муфту, а опорное седло соединено с регулируемым пряжечным соединением масляной трубы через внешнее опорное соединение: нижний конец внешней трубки соединен с корпусом одностороннего клапана через верхнее соединение одностороннего клапана, а нижний конец корпуса одностороннего клапана соединен с нижним соединением. Верхняя структура внутреннего слоянасос для предотвращения газовых пробок выглядит следующим образом: верхний конец тяги соединен с соединением насосной штанги через две параллельные крышки, а нижний конец соединен с верхней подвижной крышкой клапана с помощью параллельной крышки. Средняя структура внутреннего слоя насоса выглядит следующим образом: верхний конец цилиндра насоса соединен с кожаным седлом чашки через верхнее соединение ствола насоса, кожаное седло чашки и опорная труба соединены вместе через пружинный кулачок, а верхний конец опорной трубы соединен с кольцевой крышкой клапана через внутреннее компрессионное соединение опорного кольца; нижний конец ствола насоса соединен с неподвижной крышкой клапана, а неподвижная крышка клапана соединена со сквозным штоком через неподвижное соединение клапана. Верхний конец поршня соединен с верхней подвижной крышкой клапана через верхнее соединение поршня, а нижний конец соединен с нижним соединением поршня через подвижную крышку клапана ниже по потоку.
В крышке подвижного клапана вверх по потоку над поршнем предусмотрен подвижный клапан, состоящий из подвижного шара клапана вверх по потоку и подвижного седла клапана вверх по потоку, а в крышке подвижного клапана вниз по потоку под поршнем предусмотрен подвижный клапан вниз по потоку, состоящий из подвижного шара клапана вниз по потоку и подвижного седла клапана вниз по потоку: цель установки верхнего и нижнего подвижных клапанов - играть роль безопасности. Когда один подвижный клапан по какой-то причине не закрыт плотно, другой подвижный клапан играет роль уплотнения. Неподвижный клапан, состоящий из неподвижного шара клапана и неподвижного седла клапана, предусмотрен в неподвижной крышке клапана на нижнем конце ствола насоса. Верхняя подвижная крышка клапана, нижняя подвижная крышка клапана и неподвижная крышка клапана состоят из нескольких цилиндров, среди которых несколько маленьких цилиндров разрезают большую цилиндрическую поверхность в середине на несколько дуговых поверхностей, а большой цилиндр в середине разрезает маленькую цилиндрическую поверхность только на одну дуговую поверхность. При такой конструкции шар клапана может двигаться только вверх и вниз в большом цилиндре посередине и выпрямляется срезанной малой дуговой поверхностью. Жидкость проходит через зазор между четырьмя малыми цилиндрическими поверхностями и шаром клапана. Поскольку шар клапана может двигаться только вверх и вниз и не может отклоняться в сторону, он может быстро вернуться в седло клапана, полагаясь на свою силу тяжести, тем самым сокращая время, на которое шар клапана отстает от движения насосного штока при открытии и закрытии, что благоприятствует работе в наклонных скважинах.
В верхней частинасос для предотвращения газовых пробок, в крышке кольцевого клапана предусмотрен противогазовый кольцевой клапан, состоящий из кольцевого соединения клапана, верхнего седла кольцевого клапана, уплотнительного кольца и нижнего седла кольцевого клапана. Кольцевое соединение клапана фиксирует уплотнительное кольцо в верхнем седле кольцевого клапана через резьбу, а нижнее седло кольцевого клапана фиксируется в крышке кольцевого клапана через верхний конец внутреннего опорного кольца компрессионного соединения; верхний конец тяги проходит через кольцевое соединение клапана, верхнее седло кольцевого клапана и уплотнительное кольцо и соединяется с соединением насосной штанги. Целью установки противогазового кольцевого клапана является снижение давления открытия поплавкового клапана, уменьшение объема остаточного газа во всасывающей камере насоса, увеличение объема всасываемой жидкости в насосной камере, тем самым уменьшая воздействие газа на всасываемую жидкость насоса и исключая возникновение газовой пробки; В то же время кольцевой клапан изолирует насос от верхней нефтяной трубы, так что песок не может легко осаждаться в цилиндре насоса и поршне, вызывая песчаную пробку: с другой стороны, поскольку скважинная жидкость, выбрасываемая кольцевым клапаном, может промывать место отложения песка, его можно использовать для нефтяных скважин с определенным количеством песка.
В нижней частинасос для предотвращения газовых пробок, корпус одностороннего клапана под неподвижным клапаном снабжен противовыбросовым односторонним клапаном, состоящим из сквозного штока, седла одностороннего клапана, одностороннего клапана, пружины и седла пружины. Седло одностороннего клапана закреплено в корпусе одностороннего клапана через верхнее соединение одностороннего клапана, а односторонний клапан размещен на пружине, а пружина размещена на седле пружины на верхнем конце нижнего соединения. Односторонний клапан представляет собой геометрическое тело с закрытым верхним концом, представляющим собой усеченный конус или конус, цилиндр большого диаметра в середине и цилиндр малого диаметра на нижнем конце. Длинная канавка открыта на цилиндре большого диаметра от торцевой поверхности верхней части усеченного конуса или конуса для сообщения с внутренней частью, а на внешней поверхности большого цилиндра предусмотрен выступ для центрирования одностороннего клапана в корпусе одностороннего клапана. Целью проектирования противовыбросового одностороннего клапана является реализация операции проверки насоса без давления в скважине и снижение загрязнения пласта, вызванного попаданием жидкости во время операции давления в скважине. Полезная модель принимает вышеуказанную структуру и имеет следующие преимущества: операция проверки насоса без давления в скважине может быть реализована без помощи специального наземного оборудования, что снижает эксплуатационные расходы; уплотнение надежно, что может эффективно устранить явление газовой пробки в процессе перекачки нефти, повысить противогазовую функцию насоса, повысить эффективность насоса и может адаптироваться к эксплуатации нефтяных скважин, содержащих песок, и наклонных скважин.
Друзья, которые хотят решить такие проблемы, как низкопроницаемые коллекторы, сырая нефть с высоким газовым фактором и наклонная добыча, приглашаются проконсультироваться с нами.насос для предотвращения газовых пробок. Наши продукты достигли хороших результатов в практическом применении. Если вы хотите узнать конкретные данные, пожалуйста, не стесняйтесь оставлять нам сообщение! Ждем вашего запроса!