Вибір технічних засобів для зменшення сил тертя в підземному обладнанні СШНУ

Отже, сили тертя підземного глибинного обладнання СШНУ діють:

– на пару тертя " зовнішня стінка плунжера – внутрішня стінка циліндра" глибинного штангового насоса (рис. 1.9.1, А);

– на пару тертя " насосні штанги – внутрішня поверхня насосно-компресорних труб", якщо спостерігається вигин колони насосних штанг через викривлення свердловини (рис. 1.9.1, Б).

Найбільшою мірою відчуває на собі вплив сил тертя плунжер глибинного штангового насоса. Це привело до виникнення значного різноманіття конструкцій даного елемента (рис. 1.9.2), оскільки існує необхідність забезпечення за будь-яких умов експлуатації: герметичності проміжку та високої довговічності пари «циліндр– плунжер» (при цьому прагнуть зменшити сили тертя).

У свердловинах із незначним вмістом піску в нафті використовуються плунжери з гладкою поверхнею (рис. 1.9.2, а).

У «піщаних» свердловинах застосовують плунжери, конструкція яких або забезпечує винос абразиву із проміжку між плунжером і циліндром (з нарізаною на поверхні гвинтовою канавкою), або не допускають його влучення туди (рисунок 1.9.2, б). Усі ці плунжери працюють із меншими зусиллями тертя, ніж манжетний гумований (рисунок 1.9.2, в), котрий використовують для відкачування рідини, яка не містить абразиву. Останній забезпечує максимальну герметичність, але при його роботі виникають великі сили тертя.

Рисунок 1.9.1 – Схема трубного насоса, при роботі якого спостерігається зношування поверхонь тертя: А – " зовнішня стінка плунжера – внутрішня стінка циліндра; Б – " насосні штанги – внутрішня поверхня насосно-компресорних труб"; 1 – усмоктувальний клапан; 2 – внутрішня порожнина глибинного штангового насосу; 3 – колона насосних штанг; 4 – нагнітальний клапан; 5 – хвостовик колони НКТ; 6 – внутрішня порожнина плунжера

Рисунок 1.9.2 – Конструкції плунжерів глибинних штангових насосів: а – з гладкими стінками; б – з піскознімними канавками; в – гумований манжетний плунжер; 1 – тіло плунжера; 2 – гумове кільце; 3 – манжети

Для забезпечення високої довговічності насоса велике значення має запобігання задирів тертьових поверхонь. Причиною цього явища буває як абразив, котрий міститься в рідині, що відкачується, так і поява локальних зон сухого тертя пари «плунжер– циліндр» в результаті розриву в зоні плівки відкачуваної рідини. Щоб забезпечити нормальну роботу пари сполучених деталей, застосовують плунжери з поглибленнями і канавками (рисунок 1.9.2, б) або збільшують твердість робочої поверхні плунжера шляхом цементування чи хромування. Хромовані плунжери найбільш довговічні і мають більш низький коефіцієнт тертя, ніж цементовані.

Для збільшення терміну дієздатності клапанних вузлів глибинних насосів кульку й сідло виготовляють із високовуглецевих сталей, що знижує вплив сил тертя на них.

З метою зменшення кількості піску, котрий потрапляє у внутрішню порожнину глибинного штангового насоса під ним установлюються піскові якорі різних конструкцій (рис. 1.9.3).

Рисунок 1.9.3 – Схема піскового якоря: 1 – перевідник; 2 – внутрішній патрубок; 3 – корпус якоря

Подібний якір працює таким чином. Нафта потрапляє через отвір у внутрішній патрубок 2 і спрямовується вниз. Під час виходу нафти з патрубка 2 її швидкість суттєво знижується. Пісок починає осідати на дно корпусу якоря 3. При цьому нафта з меншою, ніж у патрубку, швидкістю спрямовується кільцевим простором між корпусом 3 та патрубком 2 до насоса. При роботі цієї конструкції треба велику увагу приділяти швидкості підйому нафти кільцевим простором, оскільки вона повинна мати величину, при якій пісок устигатиме осідати на дно корпусу якоря 3.

Існують також і комбіновані з газовими піскові якорі. Але відділення піску в них проводиться подібним способом, як і на рис. 1.9.3.