азад в пласт, в той час як клапан, встановлений в нижній частині НКТ меншого діаметру, відкритий.
Малюнок 1.7 - Нагнітання газу в простір між насосно-компресорними трубами свердловини
Як відомо, насосно-компресорні труби з'єднуються між собою спеціальними муфтами. У разі закачування газу в затрубний простір свердловин, частина його може просочуватися через ці муфти у внутрішню порожнину насосно-компресорних труб, що призводить до деяких втрат газу, і як наслідок, до зниження коефіцієнта корисної дії установки і зниження економічного ефекту. Для уникнення такого роду витоків у глибинно-насосних установках слід використовувати засоби, що застосовуються буровиками при спуску обсадних колон, мастило ГС - 1 або стрічку ФУМ.
Стрічка ФУМ призначається для використання в якості хімічно стійкого самозмащувального набивочного матеріалу прокладки у вузлах запірної арматури, насосів і різних ущільнень хімічного обладнання і трубопроводів. Діапазон робочих температур - від мінус 60 до плюс 150 0 С (марки ФУМ-В і ФУМ-Ф) і до плюс 200 0 С (марка ФУМ-О) при тиску середовища до 6,4 МПа.
Високоефективна різьбова мастило ГС - 1 призначена для герметизації і захисту від корозії різьблення обсадних, насосно-компресорних і бурильних труб при будівництві та експлуатації нафтових (газових) свердловин.
Мастило ГС - 1 працездатна в інтервалі температур від мінус 50 до плюс 200 0 С. Мастило володіє високою механічною і хімічною стабільністю, водостійка, хімічно- і термостійка. Склад мастила забезпечує стійкість проти висихання (випаровування), затвердіння та окислення, стійкість до абсорбції води. Містить екологічно нешкідливі наповнювачі.
Технологічний опис довгоходові глибинно-насосної установки з ланцюговим тяговим елементом.
Запитання економії електроенергії при підйомі нафти з забою на поверхню завжди були актуальними. Особливе значення вони набувають в даний час, коли більшість свердловин розташовуються групами з відстанями між гирлами свердловин 5-10 метрів. Таке близьке розташування експлуатаційних свердловин ставить питання про використання одного наземного приводу для підйому нафти з двох сусідніх свердловин. Більш перспективними для вирішення вище згаданих завдань є довгоходові глибинно-насосні установки з гнучкими тяговими елементами. Досить активно довгоходові глибинно-насосні установки розроблялися і впроваджувалися спільними зусиллями співробітників ВНІІнефті і об'єднання «Оренбургнефть». У перебігу 1980 - 1990-х років в об'єднанні «Оренбургнефть» були впроваджені кілька типів глибинно-насосних установок.
довгоходові глибинно-насосна установка для одночасної експлуатації двох сусідніх нафтових свердловин з ланцюговим тяговим елементом була розроблена і виготовлена ??в 1997-1998 роках Уфімським державним нафтовим технічним університетом спільно з НГВУ «Арланнефть» і Нефтекамськ заводом нафтопромислового обладнання [ 5]. Принципова схема даної установки показана на малюнку 1.8.
Малюнок 1.8 - Принципова схема ДГУ з ланцюговим тяговим елементом: 1 - всмоктувальний клапан; 2 - нагнітальний клапан; 3 - плунжер; 4 - штанги; 5 - насосно-компресорні труби; 6 - якірний ланцюг; 7 - напрямна зірочка; 8 - сполучна труба; 9 - провідна зірочка
Функцію циліндра глибинного поршневого насоса виконують насосно-компресорні труби 5. Відповідно на нижньому кінці насосно-компресорних труб встановлений всмоктуючий клапан 1. У разі необхідності до низу насосно-компресорних труб може бути приєднаний фільтр, що не показаний на малюнку.
В якості поршня глибинного насоса використовується плунжер 3, розроблений і успішно застосований у довгоходові глибинно-насосних установках на промислах ВАТ «Оренбургнефть». Нагнітальний клапан 2 встановлений в плунжері.
Над плунжером (або під плунжером - залежно від глибини підвіски плунжера) встановлений утяжелитель, що представляє собою набір потрібного розміру і кількості штанг 4. Вага утяжелителя вибирається з урахуванням кута відхилення стовбура свердловини від вертикалі, тертя плунжера про насосно-компресорні труби, в'язкості знаходиться в насосно-компресорних трубах флюїду і повинен забезпечити вільне (під власною вагою) переміщення вниз із заданою швидкістю. У випадку встановлення утяжелителя над плунжером він є одночасно і частиною тягового елемента.
До верхнього кінця штанг кріпиться гнучкий тяговий елемент - якірний ланцюг 6. Вибір в якості тягового елемента якірного ланцюга обумовлений її широкою доступністю (серійно випускається) і технічними характеристиками (в основному робочим розривним зусиллям і габаритними розмірами).
Глибинне обладнання у двох сусідніх свердловинах підбирає...
