CC BY
214
Штанговыми насосами в России оборудовано около 60% всего эксплуатационного фонда нефтяных скважин. Компании несут большие материальные и трудовые затраты на производство, эксплуатацию и ремонт штанговых насосов. Практически все заводы производят штанговые насосы в соответствии со стандартом Американского Нефтяного Института (API). За рубежом для тяжелых условий работы (песок, наклонные скважины, вязкая и тяжелая нефть, большое содержание воды и газа и т.д.) многие фирмы помимо стандартных насосов выпускают специальные типы насосов различной конструкции. Однако основные детали и узлы, от которых зависит нормальная работа насоса, остаются неизменными. К ним относятся, прежде всего, быстроизнашивающиеся уплотнительные узлы: пара цилиндр-плунжер и клапанная пара (шариковые клапаны).
СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТИПЫ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
Б.С. ЗАХАРОВ канд. техн. наук (ООО «Экогермет-М») г. Москва
Есть уже внедренные в промышленность новые типы штанговых насосов, подобные производят к примеру компания ООО «Экогермет-М», которые имеют следующие преимущества по сравнению со стандартными насосами (при равных затратах на изготовление):
• наработка пары цилиндр - плунжер (поршень) увеличилась в 2-3 раза;
• коэффициент подачи увеличился на 10-15%;
• число отворотов штанг и заклинивание насосов значительно снизилось;
• насосы могут работать более длительное время на проблемных скважинах (с большим содержанием в нефти механических частиц, песка, воды);
• дифференциальные насосы работают на вязких жидкостях (до 850 мПА с) без зависания и практически без обрывов штанг;
• появилась возможность эксплуатировать малодебитные скважины в непрерывном режиме (насосы типа НСБМ24
и 2СПМ32) с использованием обычного станка-качалки в качестве привода;
• появилась возможность изготовления и эксплуатации длинноходовых насосов с длиной хода 6,0 м, 7,3 м, 10,0 м (до 100 м);
• упростилась технология изготовления и ремонта насосов. Появилась возможность изготовления штанговых насосов на обычных машиностроительных заводах.
В период с 1991 года по настоящее время в России разрабатываются и внедряются ряд новых типов скважинных штанговых насосов (СШН) для добычи нефти [1]. По своим технико-экономическим параметрам (наработка, КПД, стоимость изготовления и эксплуатации, ремонтопригодность и пр.) эти насосы превосходят аналогичные насосы, выпускаемые в России и за рубежом.
Основным отличием, обеспечивающим преимущество специальных типов СШН по сравнению с серийными, является то, что
Обозначение Условный Диаметр Теоретическая Дата Примечание
диаметр, мм штока, мм подача, м3/сут. внедрения
Поршневые насосы типа НН(НВ)-2СП хх
2СП 32 31,75 - 34,2 1991 Всего
2СП 38 38,1 - 49,2 2000 выпущено свыше 4000 шт. насосов
2СП 45 44,45 - 66,9 1991
2СП 57 57,15 - 110,7 1992 и рем. ком-
2СП 70 69,85 - 165,6 1996 плектов
Плунжерные насосы типа НСБ хх
НСБ 32 31,75 - 34,2 1995 Всего
НСБ 45 44,45 - 66,9 1995 выпущено свыше 500 шт. насосов
НСБ 57 57,15 - 110,7 1998
НСБ 70 69,85 - 165,6 2000
Дифференциальные поршневые насосы типа 1 2СП хх/хх
2СП 32/24 31,75 24 14,7 2004
2СП 38/24 38,1 24 29,7
2СП 38/32 38,1 32 15
2СП 45/24 44,45 24 47,4 2004
2СП 45/32 44,45 32 32,7 2004 Всего
2СП 57/24 57,15 24 91,2 2004
2СП 57/32 57,15 32 76,5 2004 более
2СП 57/45 57,15 45 43,8 200 насосов
2СП 70/24 69,85 24 146,1
2СП 70/32 69,85 32 131,4
2СП 70/45 69,85 45 98,7
Насосы для малых подач
2СПМ 32 32 34,7 2007 2 опыт
НСБМ 24 24 19,5 | 2006 | 5 опыт
Табл. 1 Основные рабочие параметры штанговых насосов (при числе качаний п = 10 в минуту и длине хода L = 3,0 м).
щелевое уплотнение цилиндро-плунжернои пары было заменено на малогабаритное и высокоэффективное механическое уплотнение с эксцентричными кольцами [2, 3].
В итоге, в процессе создания усовершенствованных конструкций СШН практически все основные узлы серииных насосов - клапанные пары и узлы, фильтры, сливные устройства, корпуса насосов - были изменены. Были разработаны совершенно новые конструктивные типы насосов: бесцилиндровые типа НСБ, дифференциальные типа 2СПхх/хх для вязких жидкостей, для малодебитных скважин типа НСБМ24 и 2СПМ32 , сдвоенные для ОРЭ, насосы для добычи битума и др. При этом монтажные и присоединительные размеры насосов и шариковых клапанов соответствуют стандарту Американского Нефтяного Института (API). Таким образом, новые типы насосов могут заменить стандартные СШН, выпускаемые как в России, так и за рубежом. Ниже приведены схемы следующих штанговых насосов (Рис. 1, 1-6).
Штанговые насосы подразделяются на поршневые (поз. 1, 3 и 5), в которых механическое уплотнение установлено на подвижном поршне (см. рис. 2), движущимся в цилиндре, и на плунжерные (поз. 2, 4 и 6), в которых механическое уплотнение (см. рис. 3) расположено в неподвижном корпусе насоса. Цилиндры могут быть заимствованы от серийных насосов. Поршневые насосы получили обозначение НН - 2СП хх (насос не вставной со сборным поршнем и с 2-мя уплотнительными элементами). Поршень может быть установлен и в цилиндре вставного насоса.
В плунжерных насосах вместо цилиндра используются отрезки НКТ или трубы соответствующего диаметра. Этот тип насосов имеет обозначение НСБ хх (насос скважинный бесцилиндровый) [4, 5]. Как правило, насосы типа НСБ не вставные. Наружный диаметр насосов типа НСБ увеличен по сравнению с наружным диаметром стандартного насоса, но при этом проходные сечения в плунжере у них одинаковые. Плунжер насоса типа НСБ не имеет канавок на наружном диаметре. Конструкция механического уплотнения позволяет выполнять цилиндры, плунжеры и корпуса насосов составными и изготавливать насосы с любой длиной хода (до 100 м). ►
20 НАСОСЫ 2/Н (59) апрель 2008 г. ЭКСПОЗИЦИЯ
Так, по заказу ОАО «Удмуртнефть» были разработаны и внедрены специальные типы насосов, предназначенные для добычи высоковязкой нефти. Насосы называются дифференциальными, так как в конструкции имеется пара поршень/шток (плунжер/шток) разного диаметра (см. рис. 4). Эти насосы получили обозначение 2СП хх/хх (НСБ хх/хх).
Для малодебитных скважин разработаны конструкции насосов, в которых оба клапана увеличенного размера размещены в отдельном корпусе. Они имеют соответствующие обозначения 2СПМ хх и НСБМ хх. В таблице 1 приведены основные рабочие параметры штанговых насосов (при числе качаний п = 10 в минуту и длине хода L = 3,0 м).
В таблицу не включены дифференциальные плунжерные насосы типа НСБ хх/хх, которые по своим параметрам не отличаются от дифференциальных поршневых насосов типа 2СП хх/хх.
При заказе необходимо указывать полное обозначение насосов.
Например, обозначение поршневого не вставного насоса диаметром 45 мм с длиной хода 6,0 м, установленного на колонне НКТ73, будет таким:
73 - НН-2СП 45 - 6,0.
Для дифференциального поршневого насоса с диаметром цилиндра 70 мм, диаметром штока 24 мм и длиной хода 3,0 м, установленного на колонне НКТ89 обозначение будет следующим:
89 - 2СП 45/24 - 3,0.
Насосы для малых подач типа 2СПМ32 монтируются на колонне НКТ73. Их обозначение:
2СПМ32 - 3,0.
В обозначении всех типов плунжерных насосов дополнительно указывается количество механических уплотнений, установленных в муфтах сборных корпусов насосов.
НСБ 57/32 - 3,0 - 2.
№ Категория скважин, на которых внедрены Кол-во Наработка на отказ, сутки
насосы типа 2СП хх/хх внедрения скважин до внедрения после
1 2 Скважины действующего фонда Скважины, введенные из 21 199 417
консервации и бездействия 23 - 363
Табл. 2 Средняя наработка на отказ по этим скважинам приведена
Цифра 2 означает, что корпус насоса имеет две муфты с механическими уплотнениями. Длина плунжера в этом случае равна 1800 мм. Количество муфт может быть от 1 до 3...5 при длине хода от 3 -х до 10 м.
В сверхдлинноходовых установках типа ДГУ (ОАО «Оренбургнефть») количество муфт в насосе достигает 20 шт. при длине хода 100 м. и длине плунжера 5 м. Такой насос имеет обозначение:
73 - НСБ 57-100 - 20.
Диаметры цилиндров поршневых насосов и плунжеров плунжерных насосов, как правило, изготавливаются в соответствии со стандартом API в дюймовой системе. Однако они могут быть изготовлены и в метрической системе в соответствии с ГОСТом России. Клапанные пары также изготавливаются в соответствии со стандартом API. Все же остальные детали штанговых насосов, включая штоки дифференциальных насосов, изготавливаются в метрической системе. Присоединительные размеры резьбы поршневых и плунжерных насосов изготавливаются по ГОСТ 633-80 (соединение с колонной НКТ) и по ГОСТ 1387780 (соединение с колонной штанг). Использование дюймовой системы при изготовлении цилиндров, плунжеров и клапанов является вынужденной мерой, так как в настоящее время отечественная промышленность не может полностью удовлетворить потребности нефтяников в вышеназванных изделиях высокого качества (хромированные цилиндры, керамические клапаны и др.).
Идеальная подача Q^ (м3/сут.) штанговых насосов , за исключением дифференциальных насосов, рассчитывается также как и
Номинальный размер насоса или штока, мм 24 31,75 38,1 44,45 57,15 69,85
Коэффициент Кн, К„ 0,65 1,14 6 2,23 3,69 5,52
=Fte3~3
1-ЕЕ
О
CD
э[3
Рис. 1
Конструктивные схемы штанговых насосов:
1 - поршневой насос типа НН-2СП хх; 2 - плунжерный насос типа НСБ хх; 3 - поршневой дифференциальный насос типа 2СП хх/хх;
4 - плунжерный дифференциальный насос типа НСБ хх/хх; 5 - поршневой насос для малых подач типа 2СПМ хх; 6 - плунжерный насос для малых подач типа НСБМ хх.
Табл. 2.а Значения коэффициента К в зависимости от размера насоса
идеальная подача серийных насосов по упрощенной формуле:
Q = КЬп, (1)
^теор ' \ /
где К - коэффициент пропорциональности; L - длина хода, м; п- число качаний в мин.
В таблице 2.а приведены значения коэффициента К в зависимости от размера насоса.
Идеальная подача дифференциальных насосов рассчитывается по следующей формуле:
Q = К. Ь п, (2)
теор. 0 ' х '
где Кд = Кн - Кшт - коэффициент пропорциональности для дифференциального насоса.
Из сравнения формул (1) и (2) видно, что подача дифференциального насоса меньше подачи обычного насоса того же размера. Эта особенность присуща всем типам дифференциальных насосов. Но в некоторых случаях дифференциальные насосы могут быть единственно возможным вариантом рентабельной эксплуатации месторождений, например, при добыче высоковязкой нефти из малодебитных скважин. С помощью подбора необходимых размеров насоса и штока можно получить минимальную подачу, которую с обычными насосами получить не представляется возможным из-за малых проходных сечений.
Внедрение насосов с механическим уплотнением, смонтированного на поршне типа 2СП, началось в 1991 году на скважинах Мишкинского месторождения ОАО «Удмуртнефть». Только за два года 1994 - 1995 с применением сборных поршней было восстановлено более 950 насосов, что позволило почти в 2 раза сократить закупку новых. В контрольной партии из 27 насосов, работавших в скважинах НГДУ «Воткинск» в период с 1991 по 1999 год, средняя наработка пары «механическое уплотнение - изношенный цилиндр» превысила 1000 суток [6]. В последующие годы сборные поршни с механическим уплотнением работали в новых и отремонтированных насосах во всех НГДУ ОАО «Удмуртнефть», на Сахалине, в Китае, в Западной Сибири (НГДУ «Пурнефтегаз»), в Татарстане (НГДУ «Заинскнефть», малые предприятия), в ОАО «Башнефть», в ОАО «Оренбургнефть» и в других нефтяных регионах. Всего было изготовлено и внедрено более 4000 поршней типа 2СП. Поршни успешно работали в скважинах с повышенным содержанием песка (Сахалин), в наклонных скважинах, в искривленных и изношенных цилиндрах. Практически во всех случаях наработка насосов с поршнями типа 2СП превышала наработку серийных насосов с длинномерным плунжером, работавших на тех же скважинах. Выход из строя насосов по причине заклинивания плунжера практически был исключен. ►
6
5
4
3
2
В 1995 году ООО «Экогермет-М» совместно с ОАО «Удмуртнефть» начали осваивать производство и эксплуатацию плунжерного (бесцилиндрового) штангового насоса типа НСБ.
По сравнению с поршневыми насосами плунжерные насосы имеют следующие преимущества:
• увеличенные проходные отверстия в плунжере по сравнению с проходными отверстиями в сборном поршне;
• длина плунжера может быть уменьшена за счет увеличения количества муфт. Например, при длине хода 3,0 м насос будет иметь плунжер длиной 1,8 м (вместо плунжера длиной 3,6 м) и корпус с 2-я муфтами (см. рис. 1 -2) . Наработка механических уплотнений увеличивается вдвое, насос работает с увеличенным коэффициентом подачи за счет шлюзования газа и при этом упрощается технология изготовления насоса;
• при отсутствии длинномерного цилиндра штанговый насос становится ремонтопригодным на 100 %.
Начиная с 1997 года по настоящее время в ОАО «Татнефть» эксплуатировались и эксплуатируются более 70 насосов типа НСБ в НГДУ «Заинскнефть» (НГДУ «Елховнефть»). Наработка насосов типа НСБ достигает свыше 2000 суток (скважина № 2314). По данным от 21.05.2007 года средняя наработка работающих насосов на 14 скважинах равна 1026 сут. Семь работающих насосов из этой парти на 01.11.2007 года имели среднюю наработку 1300 суток. Насосы типа НСБ с длиной хода от 3-х до 10 м эксплуатируются на скважинах ОАО «Татнефть» и малых предприятий Татарстана с цепным приводом и приводом от обычных качалок.
Для эксплуатации не обустроенных ма-лодебитных скважин НГДУ «Заинскнефть» предложило использовать насосы типа НСБ с длиной хода 10 м с приводом от подъемника «Азинмаш-37А». Этот метод добычи нефти из не обустроенных скважин более выгодный по сравнению с методом добычи нефти с помощью сваба. В течение трех лет эксплуатировались 6 скважин в НГДУ «Елховнефть». К настоящему моменту в работе остались одна скважина № 1690 с наработкой 880 суток и в январе 2007 года запущена еще одна скважина № 11748 с насосом типа НСБ57-6,0, изготовленнго в ЦПБО ЭПУ Эти скважины ежедневно подают в среднем по пять кубических метров чистой нефти. На конец 2007 года насосы имеют наработки 880 и 350 суток соответственно.
В ОАО «Оренбургнефть» в 2000 году применили насосы типа НСБ с длиной хода 100 м с ленточным приводом ДГУ. Четыре насоса отработали более 400 суток с коэффициентом подачи от 0,82 до 0,93 и были демонтированы в рабочем состоянии. Всего было изготовлено более 500 насосов
типа НСБ. Изготавливали насосы на обычных машиностроительных заводах (Рузаевский завод химического машиностроения, ЭЗТМ, г. Электросталь, Бузулукский машзавод), в мастерских НГДУ «Заинскнефть» и ОАО «Удмуртнефть», в ЦБПО ЭПУ ОАО «Татнефть», в ООО «Супервайзер», г. Альметьевск и др. Во всех случаях ООО «Экогермет-М» снабжало фирмы-изготовители рабочими чертежами и деталями механических уплотнений, представляющих собой «ноу-хау».
В 2000 году по заданию ОАО «Удмур-тнефть» были начаты работы по созданию дифференциальных штанговых насосов, предназначенных для работы в скважинах с большим сопротивлением перемещению штанг при ходе плунжера вниз - в скважинах с высоковязкой нефтью и эмульсией, в наклонных скважинах. Было разработано несколько конструктивных схем [7, 8]. Наиболее приемлемой оказалась конструкция насоса типа 2СП хх/хх (см. рис. 1-3 и 4). Насосы этого типа по сравнению с другими дифференциальными насосами, в конструкции которых имеются два цилиндра, обладают рядом преимуществ:
• всасывающий клапан с увеличенным проходным сечением открывается и закрывается принудительно от штока за счет трения механического уплотнения НСБ;
• меньшие длина (4,0 м вместо 10,1 м) и масса (73 кг вместо 140 кг);
• более высокий коэффициент подачи за счет снижения количества утечек через плунжерно-цилиндровые пары;
В дифференциальных насосах типа 2СП хх/хх отсутствует специальное сливное устройство. Слив жидкости осуществляется через отверстие диаметром 24, 32 или 45 мм, когда шток поднят вверх, что позволяет проводить прямую и обратную промывку скважины без подъема насоса на поверхность.
Одним из основных параметров в дифференциальных насосах является дополнительная гидравлическая нагрузка, действующая на шток и растягивающая колонну штанг при ходе вниз. Эта нагрузка прямо пропорциональна перепаду давления р и площади сечения штока А: (3)
С помощью подбора штока определенного диаметра можно получить такое усилие Fвн , которое полностью разгрузит колонну штанг от сжимающих нагрузок.
В период с июля 2004 г. по июнь 2005 г. на Гремихинском месторождении ОАО «Уд-муртнефть» было внедрено 44 насоса типа 2СП хх/хх. На заводе ЗАО «ЭЛКАМНеф-темаш» были изготовлены 31 насос типа 2СП 57/32 и 13 насосов типа 2СП 57/24 по ТУ3665-001 -12058648-2004. Насосы использовались в основном на скважинах Верейского горизонта с вязкостью нефти в пластовых условиях 164 мПа с. Средняя наработка на отказ по этим скважинам приведена в табл. 2.
№ Месторождение, причина остановки № скважины Вязкость, сПз % Н20 Дата внедр. Наработка, сут
до после
1 2 Лудошорское, парафин Киенгопское, ОПЗ 2923 495 26,4 11,6 9 30 05.08.06 08.08.06 61 42 398 458
3 Киенгопское, ОПЗ 431А 78,8 67 28.10.06 64 308
4 Чутырское, смена насоса 69 77,3 21 21.09.06 45 391
На 01.08. 2007 г. шесть насосов продолжали работать с текущей наработкой от 811 до 979 суток. 21 насос поднят по разным причинам. В 9 насосах произошло залипа-ние нагнетательного клапана от АСПО и в 12 насосах износились клапаны. Причинами выхода из строя остальных 17 насосов явились ошибки завода-изготовителя и необходимость проведения ГТМ.
Из числа поднятых на Гремихинском месторождении и отремонтированных насосов (стоимость их ремонта не превышает стоимости ремонта насосов типа НН) 4 насоса были спущены в августе 2006 г. в скважины часто-ремонтируемого фонда на других месторождениях. Результаты внедрения по состоянию на 01.10.2007 г. приведены в таблице 3.
Из таблицы видно, что средняя наработка насосов увеличилась более чем в 7 раз, но при этом все поднятые насосы еще находились в рабочем состоянии. Характерно, что при использовании насосов типа 2СП хх/хх за счет снижения и даже исключения знакопеременных нагрузок на колонну штанг практически не наблюдаются случаи обрывов и отворотов штанг
Кроме того, принудительный режим работы приемного тарельчатого клапана повышает его работоспособность и снижает вероятность отказа из-за залипания при добыче высоковязкой нефти с большим содержанием парафина, асфальтенов и смол.
Используемое в насосе механическое уплотнение позволяет в перспективе ►
Табл. 3 Результаты внедрения по состоянию на 01.10.2007 г
Рис. 2
Сборный поршень типа 2СП: 1 - клапанная пара; 2 корпус поршня; 3 - корпус клапана; 4 - кольцо опорное; 5 - гайка; 6 - кольцо уплотнительное; 7 - штуцер; 8 - обойма; 9 - кольцо резиновое.
22 БУРЕНИЕ 2/Н (59) апрель 2008 г. ЭКСПОЗИЦИЯ
сделать конструкцию насоса и с нагнетательным клапаном принудительного действия, что еще больше повысит его работоспособность.
На скважинах Татарстана также использовались дифференциальные насосы конструкции ООО «Экогермет-М». В период 2004-2006 г.г. ОАО «Татнефть» закупило свыше 50 штанговых дифференциальных насосов, большая часть которых эксплуатировалась в НГДУ «Заинскнефть». Насосы были испытаны на различных режимах работы и в различных рабочих условиях. Они оказались работоспособными при вязкости нефти от 23 до 844 мПа с (скв. № 6345 в СП «ТАТЕХ»), при этом на некоторых скважинах коэффициент подачи насосов повысился почти вдвое. В дифференциальных насосах значительно меньше потери хода, так как колонна штанг при ходе вниз не скручивается в спираль, как это имеет место в системах с обычными штанговыми насосами. Дифференциальные насосы также испытывались в сильно наклонных скважинах. На скв. № 2991 НГДУ «Заинскнефть» серийные штанговые насосы могли работать на глубине 919 м, где отклонение ствола от вертикали составляло всего 190. Насос подавал жидкости 6,0 м3/сут. После того, как дифференциальный насос типа 2СП 57/32 спустили до отметки 1049 м, отклонение увеличилось до 570, тем не менее, подача не уменьшилась, а увеличилась до 8,5 м3/сут. Напорный шариковый клапан, выполненный без направляющей клетки, смог работать за счет сил инерции. При еще больших наклонах потребуется использовать напорные клапаны принудительного действия, например, пружинные клапаны или систему «шток-клапан».
В дифференциальном насосе с подвижным штоком имеется возможность постоянно очищать приемный фильтр от грязи, если на штоке установить щетку или поршень типа 2СП, а в корпусе фильтра выполнить продольные пазы [9]. Такой фильтр не только
Л
in
-.t-r
очищается от грязи и АСПО, но и обеспечивает более полное наполнение цилиндра при всасывании. Фильтр выполняет одновременно роль бустерного (подпорного) насоса.
В НГДУ «Заинскнефть» шесть дифференциальных насосов были оснащены фильтрами со щетками (3 шт.) и с эксцентричными бронзовыми кольцами (3 шт.). В настоящее время насосы находятся в эксплуатации.
В НГДУ «Елховнефть» из 8 оставшихся в работе дифференциальных штанговых насосов три имеют наработку свыше 700 суток, а средняя наработка на отказ на 21.05.2007 г. составила 552 суток. На тех же скважинах средняя наработка на отказ серийных насосов была равна 461 суткам. Средняя наработка 4-х работающих насосов из этой партии на 01.11.2007 г. выросла до 754 суток, при этом один насос на скважине № 9008 проработал более 3-х лет (1140 суток).
Дифференциальные насосы, привод которых осуществляется с помощью полых штанг, используются для добычи нефти из двух пластов. ЗАО «ЭЛКАМНефтемаш» разработал и изготовил установку типа ОР-РНЭО, которая была внедрена 18 июня 2006 году в ОАО «Лукойл-Пермьнефть» на скважине № 742 Павловского месторождения. До внедрения скважина подавала 8 м3/сут. жидкости, а после внедрения дебит скважины увеличился до 22 м3/сут.
ООО «Экогермет» по заданию ОАО Тат-НИПИнефть разработало техно-рабочий проект насосной установки для добычи битума из наклонно-направленных скважин. За основу установки принят дифференциальный насос типа НВБ 57/32, привод которого также осуществляется с помощью полых штанг НКТ33 или НКТ42, освоенных в производстве на заводе ЗАО «ЭЛКАМнефтемаш». Горячий пар подается через полые штанги, плунжер насоса, полый шток и далее по хвостовику в горизонтальную часть скважины. С помощью установки можно закачивать
Рис. 4
Рис. 3
Муфта с механическим уплотнением типа НСБ: 1 - обойма; 2 - кольцо уплотнительное; 3 - переходник; 4 - корпус;
5 - диафрагма; 6 - кольцо резиновое; 7 - кольцо опорное.
Дифференциальный насос типа 2СП хх/хх: 1 - цилиндр; 2 - сборный поршень; 3 - шток; 4 - механическое уплотнение; 5 - тарелка конического клапана;
6 - седло конического клапана.
теплоноситель без извлечения насоса из скважины и подъем продукции, как на естественном режиме работы пласта, так и при циклическом и площадном методах паро-теплового воздействия. Кроме того, при соответствующем оснащении устья скважины оборудование позволяет производить одновременно подачу пара и подъем продукции на поверхность.
Использование в конструкции насоса типа НВБ 57/32 принудительно-приводных клапанов совместно с «гибкими» механическими уплотнениями позволяет устанавливать насос в непосредственной близости от продуктивного пласта. Это особенно важно в случаях, где имеется низкое пластовое давление, например, в битумных скважинах. Такого же типа установки могут быть использованы и при добыче высоковязких нефтей из обычных скважин.
В 2007 году ЗАО «ЭЛКАМНефтемаш» совместно с ООО «Экогермет-М» изготовили 100 дифференциальных насосов разных размеров для ОАО «Удмуртнефть», пять насосов типа 2СП 45/24 для СП «ТАТЕХ» и три насоса типа 2СП 57/24 для НГДУ «Прикам-нефть». Кроме того, по чертежам ООО «Эко-гермет» для НГДУ «Прикамнефть» были изготовлены 2 поршневых насоса типа 2СПМ 32 для малодебитных скважин. В ноябре 2007 года в НГДУ «Прикамнефть» внедрены два из трех дифференциальных насосов и оба малодебитных насоса.
Таким образом, продолжается внедрение высокоэффективных типов штанговых насосов конструкции ООО «Экогермет-М». Не смотря на явное преимущество специальных насосов по сравнению с серийными штанговыми насосами внедрение их происходит медленно. Потеряная выгода составляет миллионы рублей. Вполне возможно, что нефтяники начнут покупать аналогичное оборудование из-за рубежа. Одна лицензия на производство штанговых насосов типа НН-2СП уже продана в Китай в 1998 году. Ведутся переговоры о продаже лицензий также и в другие страны (Бразилия, Венесуэла). ■
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Б.С. Захаров. Поршневые и плунжерные насосы для добычи нефти (сборник статей и патентов- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. - С. 276.
2. Пат 2037077 РФ. МПК 6 F 16J 15/26 С 1. Механическое уплотнение / Б.С. Захаров. Заявл. 25.10.93.
3. Pat. 5820130 US. Int. Cl. F 16J 15/38, Oct. 13, 1998 Mechanical seal for movable joints of machines / B.S. Zakharov.
4. Пат. 2007618 РФ. МПК 5 F 04 B 47/00 C1 Сква-жинный штанговый насос / Б.С. Захаров. Заявл. 07.12.92.
5. Pat. 5720600 US. Int. Cl. F 04 B 47/02, Fbr. 24, 1998 Sucker rod pump / B.S. Zakharov.
6. Б.С. Захаров, Е.И. Богомольный, В.Р. Драчук, Г.Н. Шариков. Модернизация штанговых насосов // Нефтяное хозяйство. 2000, № 8 - С. 59-65.
7. Б.С. Захаров, В.Р. Драчук. Дифференциальные штанговые насосы // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2005, № 9. - С. 24-27.
8. Пат. ПМ 39366 РФ. МПК 7 F 04 B 47/00 Дифференциальный штанговый насос / Б.С. Захаров, В.Р Драчук, Г.Н. Шариков. Заявл. 05.04.04.
9. Пат. 2273767 РФ, МПК F 04B 47/00 C1 Дифференциальный штанговый насос / Б.С. Захаров, Г.Н. Шариков, В.Р! Драчук. Заявл. 01.03.05.
3
