Dalawang-katlo ng stock (66%) ng mga operating well sa mga bansang CIS (humigit-kumulang 16.3% ng kabuuang volume produksyon ng langis) ay pinapatakbo ng mga sucker rod pump. Ang daloy ng daloy ng mga balon ay mula sa sampu-sampung kilo bawat araw hanggang ilang tonelada. Ang mga bomba ay ibinababa sa lalim ng ilang sampu-sampung metro hanggang 3000 m, at sa mga indibidwal na balon sa 3200 ¸ 3400 m.

kanin. 3.12. Diagram ng pag-install ng isang sucker rod pump

Kasama sa SHSNU ang:

1. Lupa kagamitan: rocking machine (SK), kagamitan bibig.

2. Sa ilalim ng lupa kagamitan: tubing (tubing), sucker rods (NSh), sucker rod pump (SRP) at iba't ibang protective device na nagpapabuti sa operasyon ng unit sa mahihirap na kondisyon.

Ang isang natatanging tampok ng sucker rod pumping unit ay ang isang plunger (piston) pump ay naka-install sa balon, na kung saan ay hinihimok ng isang surface drive sa pamamagitan ng isang rod string (Fig. 3.12).

Ang sucker rod pumping unit (Fig. 3.12) ay binubuo ng isang borehole pump 2 ng mga plug-in o non-plug-in na uri, sucker rods 4 ng tubing 3 na nakasuspinde sa isang faceplate o sa isang pipe hanger 8, stuffing box seal 6, stuffing box rod 7, pumping unit 9, foundation 10 at tee 5. Sa pasukan ng borehole pump, may naka-install na protective device sa form gas o sand filter 1.

3.3.2 BAKAL BOREHOLE PUMPS

Ang mga sucker rod pump ay nagbibigay ng pumping ng likido mula sa mga balon, naputol ang tubig hanggang sa 99%, ganap na lagkit hanggang 100 mPa s, nilalaman ng mga solidong impurities sa makina hanggang sa 0.5%, libre gas sa pagtanggap hanggang sa 25%, volumetric hydrogen sulfide na nilalaman hanggang sa 0.1%, kaasinan ng tubig hanggang sa 10 g / l at temperatura hanggang sa 1300C.

Sa pamamagitan ng paraan ng pagkakabit sa tubing string, nakikilala ang insertable (NSV) at non-insertable (NSN). mga borehole pump(Larawan 3.13, 3.14). Sa mga non-set (pipe) na bomba, ang isang silindro na may suction valve seat ay ibinababa sa balon sa tubing. Ang plunger na may pressure at suction valve ay ibinababa sa balon sa mga rod at ipinasok sa silindro. Ang plunger ay konektado sa bola ng suction valve sa pamamagitan ng isang espesyal na baras. Ang kawalan ng NSN ay ang pagiging kumplikado ng pagpupulong nito sa balon, ang pagiging kumplikado at tagal ng pagkuha ng bomba sa ibabaw upang maalis ang anumang malfunction. Ang mga plug-in na bomba ay ganap na pinagsama sa ibabaw ng lupa at ibinaba sa balon sa loob ng tubing sa mga tungkod. Ang НСВ ay binubuo ng tatlong pangunahing mga yunit: isang silindro, isang plunger at isang suporta sa lock ng silindro.

Sa mga pipe pump, upang kunin ang silindro mula sa balon, kinakailangan upang iangat ang lahat kagamitan(mga baras na may mga balbula, plunger at tubing). Ito ang pangunahing pagkakaiba sa pagitan ng NSN at NSV. Kapag gumagamit ng mga plug-in na bomba, ang pag-trip at pag-angat ng mga operasyon sa panahon ng pag-aayos ng balon ay binibilis ng 2 ¸ 2.5 beses at ang gawain ng mga manggagawa ay lubos na napapadali. Gayunpaman, ang feed ng plug-in pump na may mga tubo na may ibinigay na diameter ay palaging mas mababa kaysa sa feed ng non-plug-in pump.

Ang NSV-1 pump ay isang plug-in na single-stage, plunger-type na pump na may manggas na silindro at lock sa itaas, discharge, suction at anti-sand valves (Fig. 3.13).

kanin. 3.13. Mga bomba ng borehole

1 - balbula ng pumapasok; 2 - silindro; 3 - balbula ng paglabas;

4 - plunger; 5 - barbell; 6 - lock.

kanin. 3.14. Mga hindi naaalis na borehole pump:

1 - balbula ng pagsipsip; 2 - silindro; 3 - balbula ng paglabas;

4 - plunger; 5 - gripping rod; 6 - tagasalo

Ang НСВ pump ay ibinababa sa mga rod. Ang fastening (sealing by landings) ay nagaganap sa isang lock support, na paunang ibinababa sa tubing. Ang bomba ay hinila palabas sa balon sa pamamagitan ng paghila lamang ng tali ng pamalo. Samakatuwid, ipinapayong ilapat ang LWS sa mga balon na may mababang rate ng daloy at sa napakalalim na pagtakbo.

Ang non-plug (pipe) pump ay isang silindro na nakakabit sa tubing at ibinaba sa balon kasama ng mga ito, at ang plunger ay ibinababa at itinaas sa mga rod. Ang mga LOC ay ipinapayong sa mga balon na may mataas na daloy ng daloy, mababaw na lalim ng pagtakbo at mahabang panahon ng pag-aayos.

Depende sa laki ng puwang sa pagitan ng plunger at silindro, ang mga bomba ng mga sumusunod na grupo ng mga landing ay ginawa (bersyon "C" - iyon ay, na may isang pinagsama-samang silindro):

Grupo	Clearance, mm
	Hanggang 0.045
	0,02 - 0,07
	0,07 – 0,12
	0,12 – 0,17

Kung mas mataas ang lagkit ng likido, mas mataas ang landing group.

Ang nominal na laki ng mga bomba (ayon sa diameter ng plunger) at ang haba ng stroke ng plunger, ayon sa pagkakabanggit, ay kinukuha sa loob ng:

para sa NSV 29 - 57 mm at 1.2 ÷ 6 m;

NSN 32 - 95 mm at 0.6 ¸ 4.5 m.

NSN2-32-30-12-0 pagtatalaga:

0 - landing group;

12x100 - pinakamalaking lalim pagbaba ng bomba, m;

30x100 - haba ng plunger stroke, mm;

32 - diameter ng plunger, mm.

Ang sucker rod ay idinisenyo upang magpadala ng reciprocating motion ng pump plunger. Ang bar ay isang bilog na bar na may makapal na ulo sa mga dulo. Ang mga rod ay gawa sa haluang metal na bakal na may diameter (katawan) na 16, 19, 22, 25 mm at haba na 8 m - para sa normal na mga kondisyon pagsasamantala.

Mayroon ding pinaikling mga tungkod (paa) na may haba na 1; 1.2; 1.5; 2 at 3 m.

Ang mga rod ay konektado sa pamamagitan ng mga couplings. Mayroon ding pantubo ( diameter sa labas 42 mm, kapal 3.5 mm).

Nagsimula silang gumawa ng fiberglass sucker rods (JSC Ochersky Machine Building Plant), na nakikilala sa pamamagitan ng mas mataas na resistensya ng kaagnasan at pinapayagan ang pagbawas ng pagkonsumo ng enerhiya ng hanggang 20%.

Ang mga tuluy-tuloy na rod na "Korod" ay ginagamit (tuloy-tuloy sa mga drum, cross-section - semi-elliptical).

Ang isang espesyal na pamalo ay isang wellhead rod na nag-uugnay sa rod string na may isang rope suspension. Ang ibabaw nito ay pinakintab (polish rod). Ito ay ginawa nang walang mga ulo at may karaniwang sinulid sa mga dulo.

Upang maprotektahan laban sa kaagnasan, ang pintura, zinc plating, atbp. ay isinasagawa, at ginagamit din ang mga inhibitor.

Estero kagamitan Ang mga pumping well ay idinisenyo upang i-seal ang annulus, ang inner cavity ng tubing, upang maubos ang mga produkto ng balon at suspindihin ang tubing string.

Estero kagamitan Ang uri ng OU ay may kasamang wellhead gland, tee, crosspiece, stopcock at check valve.

Ang wellhead gland ay nagse-seal sa labasan ng wellhead stem sa pamamagitan ng isang stuffing box head at nagbibigay ng drainage ng produkto sa pamamagitan ng tee. Ang katangan ay naka-screw sa manggas ng tubing. Ang pagkakaroon ng magkasanib na bola ay nagsisiguro sa sarili na pagkakahanay ng ulo ng palaman sa kahon kung sakaling magkaroon ng maling pagkakahanay ng baras ng kahon ng palaman sa axis ng tubing, inaalis ang isang panig na pagkasira ng packing packing at pinapadali ang pagpapalit ng packing.

Ang tubing string ay sinuspinde sa isang cone sa isang crosspiece at matatagpuan eccentrically relative sa well axis, na nagpapahintulot sa mga device na maibaba sa annulus sa pamamagitan ng isang espesyal na wellhead pipe na may gate valve.

Mga yunit ng pumping - indibidwal na mekanikal na drive ng sucker rod pump (Tables 3.2, 3.3).

Talahanayan 3.2

Makinang tumba	Bilang ng mga stroke balancer sa min.	Timbang (kg	Reducer
SKD-1.5-710	5 ÷ 15	3270	Ts2NSh-315
SKD4-2.1-1400	5 ÷ 15	6230	Ts2NSh-355
SKD6-2.5-2800	5 ÷ 14	7620	Ts2NSh-450
SKD8-3.0-4000	5 ÷ 14	11600	NSh-700B
SKD10-3.5-5600	5 ÷ 12	12170	Ts2NSh-560
SKD12-3.0-5600	5 ÷ 12	12065	Ts2NSh-560

Sa code ng makina - uri ng rocker SKD, halimbawa SKD78-3-4000, ipinahiwatig: mga titik - deaxial rocker machine, 8 - maximum na pinahihintulutang pag-load ng Pmax sa ulo ng balanse sa punto ng pagsususpinde ng mga rod sa tonelada ( 1t = 10 kN); 3 - ang pinakamalaking stroke haba ng wellhead stem sa m; 4000 - ang pinakamataas na pinahihintulutang metalikang kuwintas M cr max sa hinimok na baras ng gearbox sa kgf / m (1 kgf / m = 10-2kN · m).

Ang pumping unit (Figure 3.15) ay isang indibidwal na drive ng borehole pump.

Talahanayan 3.3

Makinang tumba	Haba ng tungkod ng balon, m	Ang bilang ng mga oscillations ng balancer, min	kapangyarihan ng de-koryenteng motor, kW	Timbang (kg
SKB80-3-40T		1.3 ÷ 3.0	1.8 ÷ 12.7	15 ÷ 30	12000
SKS8-3.0-4000		1.4 ÷ 3.0	4.5 ÷ 11.2	22 ÷ 30	11900
PF8-3.0-400		1.8 ÷ 3.0	4.5 ÷ 11.2	22 ÷ 30	11600
OM-2000		1.2 ÷ 3.0	5 ÷ 12		11780
OM-2001		1.2 ÷ 3.0	2 ÷ 8	22/33	12060
PNSH 60-2,1-25		0.9 ÷ 2.1	1.36 ÷ 8.33	7.5 ÷ 18.5	8450
PNSH 80-3-40		1.2 ÷ 3.0	4.3 ÷ 12	18.5 ÷ 22	12400

Ang mga pangunahing yunit ng rocking machine ay isang frame, isang rack sa anyo ng isang truncated tetrahedral pyramid, isang balancer na may swivel head, isang traverse na may connecting rods, na nakabitin sa balancer, isang gearbox na may cranks at counterweights. Ang SK ay nakumpleto na may isang hanay ng mga mapapalitang pulley para sa pagbabago ng bilang ng mga oscillations, i.e. hiwalay na regulasyon. Para sa mabilis na pagpapalit at pag-igting ng mga sinturon, ang de-koryenteng motor ay naka-mount sa isang swing frame-slide.

Ang rocking machine ay naka-mount sa isang frame na naka-install sa isang reinforced concrete base (pundasyon). Ang balanse bar ay naayos sa kinakailangang (matinding itaas) na posisyon ng ulo gamit ang brake drum (pulley). Ang ulo ng balancer ay tumatagilid o umiikot para sa walang harang na daanan ng pag-angat at malalim. kagamitan sa panahon ng underground workover ng isang balon. Dahil ang ulo ng balancer ay gumagalaw sa kahabaan ng isang arko, mayroong isang nababaluktot na suspensyon ng lubid 17 para sa pagpapahayag nito gamit ang wellhead rod at rods (Figure 3.15). Pinapayagan ka nitong ayusin ang pag-upo ng plunger sa pump cylinder o ang outlet ng plunger mula sa cylinder, pati na rin ang pag-install ng dynamometer upang pag-aralan ang trabaho. kagamitan.

Ang amplitude ng paggalaw ng ulo ng balancer (haba ng stroke ng wellhead rod - 7 sa Fig. 3.12) ay nababagay sa pamamagitan ng pagbabago ng lugar ng articulation ng crank na may connecting rod na may kaugnayan sa axis ng pag-ikot (muling pag-aayos ng crank pin sa isa pang butas).

Para sa isang double stroke ng balancer, ang load sa SC ay hindi pantay. Upang balansehin ang operasyon ng rocking machine, ang mga timbang (counterweights) ay inilalagay sa balancer, crank o sa balancer at crank. Pagkatapos ang pagbabalanse ay tinatawag, ayon sa pagkakabanggit, pagbabalanse, pihitan (rotary) o pinagsama.

Ang control unit ay nagbibigay ng kontrol sa SK electric motor in mga sitwasyong pang-emergency(pagkasira ng mga rod, pagkasira ng gearbox, pump, pagkalagot ng pipeline, atbp.), pati na rin ang self-starting ng SC pagkatapos ng pagkawala ng kuryente.

Ang SK ay ginawa na may kapasidad ng pagkarga sa ulo ng balancer mula 2 hanggang 20 tonelada.

kanin. 3.15. Uri ng rocking machine SKD:

1 - suspensyon ng wellhead rod; 2 - balancer na may suporta; 3 - rack; 4 - pagkonekta baras;

5 - pihitan; 6 - reducer; 7 - hinimok na kalo; 8 - sinturon; 9 - de-kuryenteng motor; 10-drive pulley; 11 - bakod; 12 - rotary plate; 13 - frame; 14 - laban sa timbang; 15 - pagtawid; 16 - preno; 17 - suspensyon ng lubid

Squirrel-cage asynchronous three-phase electric motors ng AO series at electric motors AO2 at ang kanilang mga pagbabagong AOP2 ay nagsisilbing electric motors para sa SC.

Ang dalas ng pag-ikot ng mga de-koryenteng motor ay 1500 at 500 min -1.

Sa kasalukuyan, ang mga pabrika ng Russia ay pinagkadalubhasaan at gumagawa ng mga bagong pagbabago ng mga yunit ng pumping: SKDR at SKR (pinag-isang serye ng 13 mga opsyon na may kapasidad na dala mula 3 hanggang 12 tonelada), SKB, SKS, PF, OM, PShGN, LP-114.00.000 (hydraulic) ... Pansamantalang mga rocking machine pagmimina maaaring mobile (pneumatic) na may makina ng kotse.

Mga kagamitan sa pag-install ng sucker rod pump

Ang sucker rod pumping ay ang pinakakaraniwang paraan para sa artipisyal na pag-aangat ng langis. Ang isang natatanging tampok ng sucker rod pumping unit ay ang isang plunger (piston) pump ay naka-install sa balon, na kung saan ay hinihimok ng isang surface drive sa pamamagitan ng isang rod string.

Sa iba pang mga mekanisadong pamamaraan ng paggawa ng langis, ang mga sucker rod pumping unit ay may mga sumusunod na pakinabang:

mataas na posibilidad kapaki-pakinabang na aksyon;

ang pag-aayos ay posible nang direkta sa mga patlang;

maaaring gamitin ang iba't ibang mga drive para sa mga prime mover;

Ang mga yunit ng sucker rod pump ay maaaring gamitin sa mahirap na mga kondisyon sa pagpapatakbo - sa mga balon na gumagawa ng buhangin, sa pagkakaroon ng paraffin sa ginawang langis, na may mataas na ratio ng gas-langis, kapag nagbobomba ng isang kinakaing unti-unti na likido.

May mga sucker rod pump at disadvantages. Ang mga pangunahing disadvantages ay kinabibilangan ng: limitasyon sa lalim ng pagpapababa ng bomba (mas malalim, mas mataas ang posibilidad na masira ang mga tungkod); mababang daloy ng bomba; paghihigpit sa inclination ng wellbore at ang intensity ng deviation nito (hindi naaangkop sa deviated at horizontal wells, pati na rin sa highly deviated vertical wells)

Sa istruktura, kasama sa kagamitan ng USHGP ang mga bahagi sa ibabaw at ilalim ng lupa.

Kasama sa mga kagamitan sa lupa ang:

· Drive (rocker) - ay isang indibidwal na drive ng isang sucker rod pump, ibinaba sa balon at konektado sa drive sa pamamagitan ng isang flexible mechanical link - isang rod string;

Ang mga kabit ng Wellhead na may pinakintab na rod seal ay idinisenyo upang i-seal ang rod at i-seal ang wellhead.

Kasama sa mga kagamitan sa ilalim ng lupa ang:

· Tubing (tubing), na isang channel kung saan dumadaloy ang nabuong likido mula sa pump patungo sa araw na ibabaw.

Submersible pump na idinisenyo para sa pumping out sa isang well liquid na natubigan hanggang 99% na may temperatura na hindi hihigit sa 130 ° C na mga plug-in o non-plug-in na uri

· Rods - dinisenyo upang ilipat ang reciprocating motion sa plunger ng deep pump mula sa pumping unit at isang uri ng piston pump rod.

Ang Figure 1 ay nagpapakita ng diagram ng isang balon ng sucker rod pumping unit(USHGN).

Figure 1. Diagram ng isang sucker rod pumping unit (USHGN)

1 - pambalot ng produksyon; 2 - balbula ng pagsipsip; 3 - silindro ng bomba; 4 - plunger; 5 - balbula ng paglabas; 6 - tubing; 7 - sucker rods; 8 - crosspiece; 9 - wellhead branch pipe; 10 - suriin ang balbula para sa gas bypass; 11 - katangan; 12 - wellhead palaman box; 13 - stock ng wellhead; 14 - suspensyon ng lubid; 15 - ulo ng balanse; 16 - tagabalanse; 17 - rack; 18 - balanse ng timbang; 19 - pagkonekta baras; 20 - timbang ng pihitan; 21 - pihitan; 22 - reducer; 23 - hinimok na kalo; 24 - paghahatid ng V-belt; 25 - de-kuryenteng motor sa isang rotary slide; 26 - pagmamaneho pulley; 27 - frame; 28 - control unit.

Ang pag-install ay gumagana tulad ng sumusunod. Ang plunger pump ay hinihimok ng isang pumping unit, kung saan ang rotary motion na natanggap mula sa engine sa pamamagitan ng gearbox, crank mechanism at balancer ay na-convert sa reciprocating motion, na ipinadala sa sucker rod pump plunger sa pamamagitan ng rod string. Kapag ang plunger ay gumagalaw pataas, ang presyon sa silindro ng bomba ay bumababa at ang mas mababang (suction) na balbula ay tumataas, na binubuksan ang pag-access ng likido (proseso ng pagsipsip). Kasabay nito, ang likidong haligi sa itaas ng plunger ay pinindot ang itaas na (paghahatid) na balbula sa upuan, tumataas at itinapon sa labas ng tubing patungo sa gumaganang manifold (proseso ng pag-iniksyon).

Kapag ang plunger ay gumagalaw pababa, ang itaas na balbula ay bubukas, ang mas mababang balbula ay isinasara ng fluid pressure, at ang likido sa silindro ay dumadaloy sa guwang na plunger papunta sa tubing.

Figure 2. Uri ng rocking machine SKD

1 - suspensyon ng wellhead rod; 2 - balancer na may suporta; 3 - tumayo (pyramid); 4 - pagkonekta baras; 5 - pihitan; 6 - reducer; 7 - hinimok na kalo; 8 - sinturon; 9 - de-kuryenteng motor; 10 - pagmamaneho pulley; 11 - bakod; 12 - rotary plate; 13 - frame; 14 - panimbang; 15 - pagtawid; 16 - preno; 17 - suspensyon ng lubid.

Ang pumping unit (Figure 2) ay isang indibidwal na drive ng borehole pump.

Ang rocking machine ay nagbibigay sa mga rod ng isang reciprocating kilusan malapit sa sinusoidal. Ang SK ay may flexible rope suspension ng wellhead rod at isang hinged o swivel head ng balancer para sa walang harang na daanan ng mga mekanismo ng pag-trigger at pag-angat (traveling block, hook, elevator) sa panahon ng underground repair.

Ang balancer ay umuusad sa isang transverse axle, naayos sa mga bearings, at binibigyang-kahulugan ng dalawang malalaking crank sa pamamagitan ng dalawang connecting rod na matatagpuan sa magkabilang gilid ng gearbox. Ang mga crank na may mga movable counterweight ay maaaring gumalaw na may kaugnayan sa axis ng pag-ikot ng pangunahing shaft ng gearbox sa isang tiyak na distansya kasama ang mga crank. Kailangan ang mga counterweight para balansehin ang rocker.

Ang lahat ng mga elemento ng pumping unit: ang stand, ang gearbox, ang de-koryenteng motor ay nakakabit sa isang solong frame, na naayos sa isang kongkretong pundasyon.

Bilang karagdagan, ang lahat ng SK ay nilagyan ng braking device na kinakailangan upang hawakan ang balanse bar at mga crank sa anumang naibigay na posisyon. Ang punto ng articulation ng connecting rod na may crank ay maaaring magbago ng distansya nito na nauugnay sa gitna ng pag-ikot sa pamamagitan ng muling pagsasaayos ng crank pin sa isang butas o iba pa. Nakakamit nito ang isang hakbang na pagbabago sa swinging amplitude ng balanse bar, i.e. haba ng plunger stroke.

Dahil ang gearbox ay may pare-pareho ang gear ratio, ang pagbabago sa swing frequency ay nakakamit lamang sa pamamagitan ng pagbabago ng gear ratio ng V-belt transmission at pagbabago ng pulley sa motor shaft sa mas malaki o mas maliit na diameter.

Ang mga downhole sucker rod pump ay isang positive displacement hydraulic machine, kung saan ang seal sa pagitan ng plunger at cylinder ay nakakamit dahil sa mataas na katumpakan ng kanilang gumaganang mga ibabaw at kinokontrol na mga clearance.

Sa istruktura, ang lahat ng borehole pump ay binubuo ng isang silindro, isang plunger, mga balbula, isang lock (para sa mga plug-in na bomba), mga bahagi ng pagkonekta at pag-install. Ang disenyo ng mga bomba ay sumusunod sa prinsipyo ng pinakamataas na posibleng pag-iisa ng mga tinukoy na yunit at mga bahagi para sa kaginhawahan ng pagpapalit ng mga pagod na bahagi at pagbawas ng hanay ng mga kinakailangang ekstrang bahagi.

Ang mga bomba ay ginagamit sa mga sumusunod na uri:

Hindi matatanggal

· Isaksak.

Ang mga non-removable pump ay tumatakbo nang kalahating disassembled. Una, ang pump cylinder ay ibinababa sa tubing. At pagkatapos ay ang isang plunger na may check valve ay ibinaba sa mga rod. Ang non-insertable pump ay simple sa disenyo. Ang silindro ng isang non-plug-in pump ay direktang nakakabit sa tubing string, kadalasan sa ilalim nito. Sa ibaba ng silindro mayroong isang lock support kung saan naka-lock ang suction valve. Matapos ibaba ang silindro at ang susing suporta sa balon, ibinababa ang plunger sa string ng baras. Kapag ang bilang ng mga tungkod ay ibinaba sa balon, na kinakailangan para sa plunger na makapasok sa silindro at ang suction valve upang mapunta sa lock support, ang huling pagsasaayos ng taas ng suspensyon ng plunger ay isinasagawa. Ang suction valve ay ibinababa sa borehole, na sinigurado sa ibabang dulo ng plunger gamit ang gripping rod. Kapag pinaandar ng suction valve ang lock support, ila-lock ito ng huli gamit ang mechanical lock o friction cups. Ang plunger ay pagkatapos ay pinakawalan mula sa suction valve sa pamamagitan ng pag-ikot ng rod string pakaliwa. Pagkatapos noon, ang plunger assembly ay itinataas mula sa suction valve patungo sa taas na kinakailangan para sa plunger na malaya ang paglalaro pababa.

Samakatuwid, kung kinakailangan upang palitan ang naturang bomba, kinakailangan na iangat mula sa balon muna ang plunger sa mga rod, at pagkatapos ay ang tubing na may silindro.

Ang mga plug-in na sucker rod pump ay pinapatakbo sa balon sa binuong anyo. Dati, ang isang pangunahing suporta ay ibinababa sa balon sa o sa tabi ng huling tubing.

Depende sa mga kondisyon sa balon, isang mekanikal na lower lock o isang lower cuff-type lock, kung ang pump ay may lock sa ibaba, o isang mekanikal na upper lock o isang upper lip-type lock, kung ang pump ay may lock sa itaas, ay ibinababa dito. Pagkatapos ang buong pumping unit na may landing unit sa lock support ay ibinababa sa balon sa string ng baras. Pagkatapos ayusin ang pump sa lock support, ayusin ang taas ng plunger suspension upang ito ay malapit sa ilalim ng cylinder hangga't maaari. Sa mga balon na may mataas na nilalaman ng gas, ito ay kanais-nais na gawin ang suspensyon upang ang movable pump assembly ay halos hawakan ang ilalim ng silindro, i.e. panatilihing pinakamababa ang distansya sa pagitan ng suction at discharge valve sa downstroke ng plunger. Alinsunod dito, upang baguhin ang naturang bomba, hindi kinakailangan na patakbuhin muli ang mga tubo pababa at palabas. Gumagana ang plug-in pump sa parehong prinsipyo gaya ng non-plug-in pump.

Ang parehong uri ng bomba ay may parehong mga pakinabang at disadvantages. Ang pinaka-angkop na uri ay ginagamit para sa bawat partikular na kondisyon. Halimbawa, napapailalim sa nilalaman sa langis isang malaking bilang paraffin wax, mas gusto ang paggamit ng mga non-plug-in na bomba. Ang paraffin na idineposito sa mga dingding ng tubing ay maaaring hadlangan ang posibilidad ng pag-angat ng plunger ng plug-in pump. Para sa mga malalim na balon, mas mainam na gumamit ng plug-in na bomba upang mabawasan ang oras na kinakailangan upang patakbuhin ang tubing kapag nagpapalit ng bomba.

Mayroong mga sumusunod na uri ng borehole pump (Figure 3):

HB-1 - plug-in na may lock sa itaas;

HB-2 - plug-in na may lock sa ibaba;

НН - hindi maipasok nang walang tagasalo;

NN-1 - hindi maipasok na may gripping rod;

НН-2С - hindi maipasok na may safety catch.

Sa simbolo ng bomba, halimbawa, НН2BA-44-18-15-2, ang unang dalawang titik at isang numero ay nagpapahiwatig ng uri ng bomba, ang mga susunod na titik ay nagpapahiwatig ng disenyo ng silindro at bomba, ang unang dalawang numero ay ang pump diameter (mm), ang kasunod na haba ng plunger stroke (mm ) at ulo (m), nabawasan ng 100 beses at ang huling figure ay ang landing group.

Figure 3. Mga uri ng sucker rod pump

Mas mainam ang paggamit ng mga NN pump sa mga balon na may malaking daloy ng daloy, mababaw na lalim ng pagtakbo at mahabang turnaround time, at HB pump sa mga balon na may mababang daloy ng daloy, sa malalaking lalim ng pagtakbo. Kung mas mataas ang lagkit ng likido, mas mataas ang landing group na kinukuha. Para sa pumping liquid na may mataas na temperatura o tumaas na nilalaman buhangin at paraffin, inirerekumenda na gumamit ng mga bomba ng ikatlong landing group. Inirerekomenda na gumamit ng mga bomba na may mas maliit na clearance para sa malalaking pagbaba ng lalim.

Ang pump ay pinili na isinasaalang-alang ang komposisyon ng pumped liquid (ang pagkakaroon ng buhangin, gas at tubig), ang mga katangian nito, daloy ng rate at ang lalim ng pagtakbo nito, at ang diameter ng tubing - depende sa uri at nominal na laki ng bomba.

Ang prinsipyo ng pagpapatakbo ng mga bomba ay ang mga sumusunod. Sa panahon ng pataas na stroke ng plunger, ang isang vacuum ay nilikha sa pagitan ng espasyo ng silindro, dahil sa kung saan ang suction valve ay bubukas at ang silindro ay napuno. Sa kasunod na pababang stroke ng plunger, ang dami ng inter-valve ay na-compress, dahil sa kung saan bubukas ang discharge valve at ang likidong pumapasok sa silindro ay dumadaloy sa lugar sa itaas ng plunger. Ang mga panaka-nakang pataas at pababang paggalaw na ginawa ng plunger ay tinitiyak ang pagbomba ng formation fluid at pagbomba nito sa ibabaw sa lukab ng tubo. Sa bawat kasunod na stroke ng plunger, halos kaparehong dami ng likido ang pumapasok sa silindro, na pagkatapos ay pumasa sa mga tubo at unti-unting tumataas sa wellhead.

Pangkalahatang Impormasyon

Ang pinakakaraniwang paraan ng paggawa ng langis ay ang paggamit ng sucker rod pumping units (Fig. 1). Ang daloy ng daloy ng mga balon na nilagyan ng mga sucker-rod pump ay mula sa ilang daang kilo hanggang ilang sampu-sampung tonelada. Ang mga bomba ay ibinababa sa lalim na ilang daang metro hanggang 2000 metro (sa ilang mga kaso, hanggang sa 3000 m).

Kasama sa kagamitan ng sucker rod pumping unit ang:

Mga kagamitan sa lupa.

Mga kabit ng fountain.

Wellhead piping.

Makinang tumba.

Mga kagamitan sa ilalim ng lupa.

Mga tubo ng bomba at compressor.

Sucker rods.

Sucker rod pump.

Iba't ibang kagamitang pangkaligtasan (gas o sand anchor, filter, atbp.)

Sa isang mahusay na nilagyan ng isang sucker rod pumping unit, ang likido ay ibinibigay ng isang malalim na plunger pump, na hinihimok ng isang espesyal na drive (pumping unit) sa pamamagitan ng isang rod string. Kino-convert ng rocking machine ang rotational motion ng electric motor sa reciprocating motion ng suspension ng rods.

Mga yunit ng pumping - indibidwal na mekanikal na drive ng sucker rod pump (talahanayan 19).

Talahanayan 19

Makinang tumba	Bilang ng mga stroke balancer sa min.	Timbang (kg	Reducer
SKD4-2.1-1400
SKD6-2.5-2800
SKD8-3.0-4000
SKD10-3.5-5600
SKD12-3.0-5600

Sa code ng makina - uri ng rocker SKD, halimbawa SKD78-3-4000, ipinahiwatig: mga titik - deaxial rocker machine, 8 - maximum na pinahihintulutang pag-load P max sa ulo ng balanse sa punto ng pagsususpinde ng mga rod sa tonelada (1t = 10 kN); 3 - ang pinakamalaking stroke haba ng wellhead stem sa m; 4000 - ang pinakamataas na pinahihintulutang metalikang kuwintas M cr max sa hinimok na baras ng gearbox sa kgf / m (1 kgf / m = 10 -2 kN · m).

Ang pumping unit (Fig. 20) ay isang indibidwal na drive ng borehole pump.

Talahanayan 20

Makinang tumba	Haba ng tungkod ng balon, m	Ang bilang ng mga oscillations ng balancer, min	kapangyarihan ng de-koryenteng motor, kW	Timbang (kg
SKS8-3.0-4000
PNSH 60-2,1-25

Ang mga pangunahing elemento ng SC ay isang frame (21), isang rack (8) na may balancer (13), dalawang crank (15) na may dalawang connecting rod (14), isang gearbox (16), isang V-belt transmission ( 18), isang de-koryenteng motor (19) at isang control unit, na kumokonekta sa field power transmission line.

Ang frame ay gawa sa profiled rolled stock sa anyo ng dalawang runner na konektado ng mga crossbars. Ang lahat ng mga pangunahing bahagi ng SC ay nakakabit sa frame.

Ang rack ay gawa sa four-legged profiled steel na may mga cross-braces.

Ang balancer ay binubuo ng isang arc head (10) at isang balancer body (13) ng isang single-block na istraktura.

Ang balancer support ay nagpi-pivot sa balancer sa crosshead at connecting rods.

Ang traverse ay idinisenyo upang ikonekta ang beam na may dalawang parallel connecting rods.

Ang connecting rod ay kumakatawan sa bakal billet ng tubo, na mula sa isang dulo ay pinindot laban sa daliri, at mula sa isa pa - pivotally sa traverse.

Kino-convert ng crank ang rotary motion ng gearbox driven shaft sa isang vertical reciprocating motion ng rod string.

Ang reducer ay idinisenyo upang bawasan ang bilis ng pag-ikot na ipinadala mula sa de-koryenteng motor patungo sa mga crank ng pumping unit. Reducer - dalawang yugto, na may cylindrical chevron gear transmission.

Ang preno (22) ay ginawa sa anyo ng dalawang sapatos na nakakabit sa gearbox.

Ang V-belt drive ay nagkokonekta sa de-koryenteng motor at ang gearbox at binubuo ng mga V-belt, isang gearbox pulley at isang set ng mga quick-change pulley.

Ang de-kuryenteng motor - asynchronous, tatlong-phase na may mas mataas na panimulang metalikang kuwintas, short-circuited, sa isang saradong disenyo.

Ang swivel slide (23) para sa de-koryenteng motor ay ginagamit upang mabilis na mapalitan at maigting ang V-belts.

Ang suspensyon ng wellhead rod ay idinisenyo upang ikonekta ang wellhead rod (7) sa SC. Binubuo ito ng isang rope suspension (12) at upper at lower traverses (9).

Upang i-seal ang wellhead stem, ang Christmas tree ay nilagyan ng isang palaman na kahon. Ang wellhead rod ay konektado sa pamamagitan ng isang rod string sa plunger ng isang sucker rod pump.

Ang mga downhole sucker rod pump (OST 26-26-06-86) ay maaasahan at matipid na kagamitan sa produksyon para sa mga balon ng langis, na malawakang ginagamit para sa pagpili ng formation fluid (isang pinaghalong langis, tubig at gas).

Mga tagapagpahiwatig para sa normal na operasyon ng mga sucker rod pump:

Temperatura ng pumped-over na likido - hindi hihigit sa 130 С

Pinutol ng tubig ang pumped liquid - hindi hihigit sa 99%

Lagkit ng likido - hindi hihigit sa 0.025 Pa_s

Mineralization ng tubig - hanggang sa 10 mg / l

Pinakamataas na konsentrasyon ng mga impurities sa makina - hanggang sa 1.3 g / l

Konsentrasyon ng hydrogen sulfide - hindi hihigit sa 50 mg / l

PH ng nauugnay na tubig (pH) 4,2-8

Ang bomba ay gumagana tulad ng sumusunod. Sa panahon ng pataas na stroke ng plunger, ang isang vacuum ay nilikha sa inter-valve space ng cylinder, dahil sa kung saan ang suction valve ay bubukas (ang bola ay tumataas mula sa upuan) at ang silindro ay napuno ng discharge valve na sarado. Sa kasunod na pababang stroke ng plunger, ang intervalve volume ay na-compress, ang discharge valve ay bubukas, at ang likidong pumapasok sa cylinder ay dumadaloy sa lugar sa itaas ng plunger na ang suction valve ay sarado. Ang pataas at pababang paggalaw na pana-panahong ginagawa ng plunger ay tinitiyak ang pagbomba ng formation fluid at ang iniksyon nito sa ibabaw ng lupa.

Ang downhole sucker rod pump ay patayong single-stage at single-plunger na single-acting na disenyo na may one-piece stationary cylinder, movable metal plunger, discharge at suction valves.

· Ang mga bahagi ng bomba ay gawa sa mataas na haluang metal at mga espesyal na bakal at haluang metal;

· Makapal na pader na pump cylinder na may chrome plating at 70 HRC nitriding, cylinder length 4200mm;

· Plunger na gawa sa carbon steel na may chrome plating at 67-71 HRC nitriding ng panlabas na ibabaw;

· Non-straightness ng pump 0.08mm sa haba na 1000mm;

· Pagkagaspang ng ibabaw ng silindro at plunger 0.2 microns;

· Mga pares ng balbula na gawa sa stellite o tungsten carbide na materyal;

Sa ibabang (panlabas) na bahagi ng bomba ay pinutol sinulid ng tubo para sa pagsasabit ng "shank" o karagdagang kagamitan (filter, HFG, atbp.)

· Sa itaas na bahagi ng pump (hindi plug-in), isang 0.5 m ang haba na branch pipe na may coupling para sa pagtatrabaho sa mga susi at isang elevator ay naka-screw kapag ito ay ibinaba sa balon.

Ang mga sucker rod pump ay ginawa sa dalawang uri:

Isaksak

НВ1 - borehole plug-in pump na may one-piece cylinder at upper locking support.

Hindi maipasok (pipe)

Ang НН2Б ay isang non-plug-in borehole pump na may one-piece cylinder at drain valve.

Pangunahing ginagamit sa kasalukuyan

Hindi naaalis na mga bomba ng uri ng NN-2B na may nominal na laki (plunger diameter) 32, 44, 57 at 68 mm, pati na rin ang

· Mga plug-in na bomba НВ1Б -28, НВ1Б - 32, НВ1Б - 44 at НВ1Б - 57mm na may suporta sa pang-itaas na locking.

Kasama sa simbolo ang:

uri ng bomba;

pagpapatupad ng silindro;

nominal na laki (plunger diameter) ng pump;

plunger stroke sa mm nabawasan ng 100 beses;

pump ulo sa m nabawasan ng 100 beses;

pangkat ng landing;

pagpapatupad sa mga tuntunin ng paglaban sa kapaligiran;

mga tampok ng disenyo;

Mga halimbawa ng mga simbolo ng bomba:

NV1BP - 44-18-12-2-I OST26-16-06-86 - plug-in pump, execution sa cylinder B (makapal ang pader, walang manggas, one-piece), para sa operasyon na may tumaas na nilalaman ng buhangin (higit sa 1.3 g / l.), nominal size (diameter) 44 mm, plunger stroke 1800 mm, head 1200 m, 2 landing group at wear-resistant sa agresibong kapaligiran - I.

1 - lock; 2 - stock; 3 - diin; 4 - lock nut; 5 - plunger cage; 6 - silindro; 7 - plunger; 8 - balbula ng paglabas; 9 - balbula ng pagsipsip

NN2B-57-30-12-1 OST 26-16-06-86 - non-plug-in na pump, cylinder B na disenyo (makapal ang pader, walang manggas, isang piraso), nominal na laki (diameter) 57mm, plunger stroke 3000mm , head 1200m, 1 group fit, normal na performance sa mga tuntunin ng paglaban sa pumped out medium.

1 - silindro; 2 - stock; 3 - plunger cage; 4 - plunger; 5 - balbula ng paglabas; 6 - tagasalo baras; 7 - balbula ng pagsipsip; 8 - cone saddle;

Ang mga pump ng sucker rod ayon sa OST 26-16-06-86 ay tumutugma sa ST - SEV 4355-83, GOST 6444-86.

Talahanayan Blg. 21.

bersyon ng bomba	Mga nominal na sukat (mm)	Rod thread (mm)	Plunger stroke (mm)
	44/28,57/32,70/44

Uri ng bomba:

HB1 - plug-in na may lock sa itaas

HB2 - plug-in na may lock sa ibaba

НН - hindi maipasok nang walang safety catch

НН1 - hindi maipasok na may gripping rod

НН2 - hindi maipasok na may safety catch

B - walang manggas na silindro ng bomba

C - pump cylinder na may bushings

Pag-uuri ng mga bomba ayon sa mga tampok ng disenyo- Mga lugar ng paggamit.

T - na may guwang (tubular) na baras, na nagbibigay ng pagtaas ng likido sa pamamagitan ng channel ng hollow rod string

A - na may coupling device (awtomatikong coupler) (para lamang sa mga low-lift device), na nagsisiguro sa pagkabit ng rod string sa pump plunger.

D1 - single-stage, double-plunger - nagbibigay ng paglikha ng isang hydraulic heavy bottom.

D2 - dalawang yugto, dalawang-plunger - nagbibigay ng dalawang yugto ng compression ng pumped-out na likido

У - na may balanseng silindro (para lamang sa НН2), na tinitiyak ang pag-alis ng cyclic load mula sa cylinder sa panahon ng operasyon.

V pinagsama-samang bomba, ang plunger, na pinadulas ng langis ng spindle, ay dapat gumalaw nang maayos at walang jamming sa buong haba ng cylinder, depende sa pangkat ng mga landing na ipinahiwatig sa talahanayan 22.

Lakas ng paggalaw ng plunger sa pump cylinder (maximum)

Talahanayan 22.

Ang landing ng plunger sa pump cylinder ay nailalarawan sa pamamagitan ng paglilimita ng mga halaga ng mga clearance (bawat diameter) sa pagitan ng plunger at cylinder. Depende sa mga limitasyon ng mga halaga ng mga clearance, ang mga bomba ay ginawa sa mga sumusunod na landing group:

"0" na pangkat - hanggang sa 0.045mm.

"1" na pangkat - mula 0.020 hanggang 0.070mm

"2" na pangkat - mula 0.070 hanggang 0.120mm

"3" na pangkat - mula 0.120 hanggang 0.170 mm

Mga grupo ng plunger landing sa pump cylinder ayon sa API (American Petroleum Institute) na pamantayan.

Talahanayan 23.

Landing group	Saklaw ng clearance (mm).

Papasok na kontrol sucker rod pump

Kapag ang sucker rod pumping unit ay pumasok sa oil and gas production department, ang mga pump ay sumasailalim sa input control. Ang papasok na kontrol ay isinasagawa ng serbisyo ng punong mekaniko.

Sinusuri ang kalidad at pagkakumpleto

· Ang pagsuri sa kalidad at pagkakumpleto ay isinasagawa sa workshop para sa pagkukumpuni ng mga sucker-rod pump pagkatapos ng kanilang paglipat mula NGDU patungo sa OOO Neftepromremont alinsunod sa transfer act.

· Ang pagsuri sa kalidad at pagkakumpleto ng mga bomba ay isinasagawa ng mga karampatang espesyalista ng NPR LLC, kung kinakailangan, sa pagkakaroon ng isang kinatawan ng NGDU (may-ari ng sucker rod pump unit) at isang kinatawan ng planta ng tagagawa (kung seryoso may nakitang mga depekto) sa paghahanda ng isang naaangkop na bilateral act.

· Pinapayagan na isagawa ang kalidad ng pagtanggap ng mga bomba nang unilateral na may pahintulot ng tagagawa.

· Sa araw ng pagtatapos ng pagtanggap ng mga bomba, isang kilos ang iginuhit, na nilagdaan ng lahat ng taong lumahok sa kontrol sa kalidad. Ang isang kopya ng invoice ay nakalakip sa akto. Ang batas ay inaprubahan ng punong inhinyero ng NPR LLC.

· Kapag sinusuri ang kalidad ng mga sucker rod pumping unit para sa mga panlabas na depekto, ang numerong nakasaad sa pasaporte ay sinusuri gamit ang aktwal na numero na nakatatak sa sub ng manggas na silindro at sa bore ng isang pirasong walang manggas na silindro. Sa kawalan ng pasaporte ng pabrika, ang aktwal na bilang ng bomba ay naitala.

Ang mga bomba ay tinanggihan sa mga sumusunod na kaso:

· Sa kaso ng pagkabigo ng plunger na pumasok sa silindro (para sa mga non-plug-in na bomba) na konektado sa isang tubing nozzle na may haba na hindi bababa sa 1200mm;

· Sa kaso ng hindi pagkakatugma sa pagitan ng numero ng plunger at laki nito na ipinahiwatig sa pasaporte sa aktwal na isa, kung ang numero ay hindi tumutugma, ngunit ang laki ng plunger ay nag-tutugma, ang aktwal na data ay ipinasok sa pasaporte ng pagpapatakbo;

· Sa kaso ng paglabag sa integridad ng chromium-plating coating (delamination, mga panganib, mga bitak, atbp.);

Kung ang hindi bababa sa isang ginamit na bahagi ay matatagpuan sa bomba;

· Kapag nakita ang isang kurbada o baluktot ng silindro ng bomba;

· Sa pagtuklas ng mga bakas ng magaspang na pagproseso ng mga ibabaw ng silindro at plunger pagkatapos ng chrome plating;

· Bago ipadala ang sucker rod pump sa balon, ang mga pangunahing pump assemblies at ang kinis ng plunger sa silindro ay sinusuri sa pamamagitan ng panlabas na inspeksyon.

· Kung mayroong isang jam, jerks, knocks o ang imposibilidad ng pagpasa ng plunger sa buong haba ng silindro, ang pump ay tinatanggihan.

Sa mga plug-in na bomba, tinitingnan din nila ang kondisyon ng cone ng suporta, kalidad ng pagbuo, pangkabit sinulid na koneksyon at ang kalidad ng seating surface ng lock support. Ang plunger ng plug-in pump ay aalisin para sa inspeksyon pagkatapos tanggalin ang thrust nipple.

· Ang higpit ng cylinder na pinagsama-sama gamit ang suction valve at isang plunger na may discharge valve, para sa mga plug-in na bomba na binuo na may lock support, ay sinusuri sa pamamagitan ng pressure testing na may spindle oil sa temperatura na 20 C sa presyon ng P = 150 atm.

· Pagkatapos suriin ang pagkakumpleto at kalidad ng mga sucker-rod pumping unit, ang NPR ay nag-isyu ng operational passport ng pump, kung saan ang data sa petsa ng inspeksyon, ang mga resulta ng pressure testing at assembly ay ipinasok.

Transportasyon ng mga sucker rod pump sa balon

· Ang mga sucker rod pump ay inihahatid sa balon sa isang PS-0.5 field self-loader na nilagyan ng rotary hydraulic crane na may kapasidad na nakakataas na 5 tonelada o sa anumang iba pang sasakyan na nagbibigay ng pagkarga at pagbaba ng karga at transportasyon ng mga sucker rod pump nang hindi baluktot ang mga ito. . Upang maprotektahan ang mga bomba mula sa pagbara, ang mga espesyal na saksakan ng tornilyo (mga takip) ay dapat na naka-install sa dulo ng mga coupling; ang lock na suporta para sa mga plug-in na bomba ay dapat na protektado mula sa pinsala.

· Sa panahon ng transportasyon, ang mga sucker rod pump ay inilalagay sa platform ng sasakyan sa isang hilig na posisyon, na sinisiguro laban sa posibleng paggalaw ng mga espesyal na clamp na may mga screw clamp.

Sa balon, ibinababa ang bomba gamit ang mga universal sling at grippers gamit ang crane at inilagay sa malinis na pahalang na lugar sa pamamagitan ng 3-4 mga spacer na gawa sa kahoy o sa daanan. Mahigpit na ipinagbabawal na igulong ang bomba mula sa plataporma papunta sa lupa, ilagay ito sa mga tubo, mga baras, mga kasangkapan sa wellhead, o i-install ito sa isang hilig na posisyon.

· Ang mga pump na itinaas mula sa balon ay inihahatid din sa NPR LLC sa mga sasakyang inilaan para sa transportasyon ng mga sucker-rod pump na may matibay na pangkabit. Ang pag-disassembly ng pump sa balon ay ipinagbabawal.

Organisasyon ng trabaho sa panahon ng pag-aayos ng mga balon na nilagyan ng mga sucker rod pumping unit

Ang mga balon na nilagyan ng pumping pump ay ibinibigay para sa pagkumpuni sa pagtatapos ng teknolohikal na serbisyo sa larangan ng langis at sa batayan ng mga hakbang para sa pangangailangan para sa pag-aayos sa ilalim ng lupa.

Ang dahilan para sa pagtaas ng sucker rod pumping unit ay ang pagbabawas o pagkagambala ng daloy. Ang sanhi ng malfunction ay dapat matukoy nang maaga ayon sa dynamogram na kinuha bago iangat at nabanggit sa pasaporte ng pagpapatakbo na pinirmahan ng technologist sa larangan ng langis.

Ang pangkalahatang entry na "no filing" ay hindi pinapayagan sa column dahilan ng pagtanggi. Ang huling desisyon sa pagpapalit ng mga sucker-rod pumping unit ay ginawa ng TsDNG technologist at isang marka sa operational passport. Ang mga tripulante ng PRS ay nakatayo sa balon upang buhatin ang sucker-rod pumping unit kung mayroong ganap na napunong pasaporte sa pagpapatakbo.

Ang kinakailangang pamamaraan at saklaw ng trabaho sa mga balon na nilagyan ng mga sucker-rod pumping unit ay nabuo kapag gumuhit ng isang iskedyul para sa paggalaw ng mga underground workover crew sa NGDU, na dinaluhan ng mga kinatawan ng mga serbisyo at workshop ng NGDU (TsITS, PTO, TsDNG , TsNIPR, TsPRS).

Ang iskedyul ng paggalaw ng mga workover brigades (workover) ay inaprubahan ng punong inhinyero ng NGDU.

Para sa mga balon mula sa isang stock na madalas kinukumpuni (3 o higit pang sucker rod pumping pump failures sa isang rolling year), isang hiwalay na plano sa trabaho ang iginuhit, na pinag-uugnay ng oil field, CPRS, LTTND, at kapag isinasaalang-alang ang iskedyul, ang mga balon na ito. ay kasama sa paggalaw ng mga tauhan.

Ang saklaw ng trabaho ay tinutukoy batay sa

Pag-aaral ng operating mode ng nabigong sucker rod pumping unit,

Mga dahilan para sa pagkabigo ng mga nakaraang pag-install,

Mga katangiang mabuti,

Uri ng trabaho (pagpapalit ng sucker rod pumping unit, commissioning pagkatapos ng drilling, ilipat sa sucker rod pumping unit)

· Pagsukat ng production casing (sa pagkakaroon ng puffs, landings sa proseso ng tripping ang kagamitan ng sucker rod pumping unit), inirerekomendang ibaba ang template sa lalim na 150m sa itaas ng perforation interval, template diameter 120mm at haba 9m;

· Pag-scrape ng production string (kapag humihigpit at hindi pumasa sa template sa panahon ng tripping, na may hydraulic o mechanical scraper hanggang sa lalim ng pagbaba ng template, na sinusundan ng pag-flush sa wellbore (isinasagawa nang hindi bababa sa isang beses bawat tatlong taon o kapag nagsimula mula sa hindi aktibo - higit sa 3 taon);

Ang pagpapasiya ng kasalukuyang ilalim ng balon ay isinasagawa sa kahilingan ng larangan ng langis:

· Pagkatapos linisin ang ilalim gamit ang isang magnanakaw, flushing;

· Pagkatapos ng aksidente, "mga paglipad" ng sucker rod pumping unit sa ilalim ng balon;

· Sa kaso ng madalas na pagkabigo ng suction pump unit na nauugnay sa pagpasok ng buhangin, mga mekanikal na dumi, at ARPD sa pump;

· Pagkatapos magtrabaho sa pagbuo ng pagbuo o trabaho sa paglilinis ng bottomhole formation zone;

Paglilinis sa ilalim ng butas, pag-flush ng maayos:

· Pagkatapos magsagawa ng hydrochloric acid treatment, iba pang paggamot sa bottomhole zone;

· Batay sa mga resulta ng pagsukat sa kasalukuyang ilalim ng balon;

Workover na teknolohiya para sa mga balon na nilagyan ng sucker rod pumping units

Ang pag-aayos ng mga balon na nilagyan ng mga sucker-rod pump ay isinasagawa ng mga dalubhasang crew ng pag-aayos alinsunod sa plano ng trabaho at alinsunod sa Mga Panuntunan sa Paggawa ng Pag-aayos at iba pang mga regulasyon.

· Bago patayin ang balon, sinusukat ang static level H st at reservoir pressure P pl. Batay sa mga resulta ng pagsukat, ang oil field ay gumagawa ng desisyon sa pagpatay o pagkumpuni nang walang pagpatay (alinsunod sa listahan ng mga balon na napagkasunduan sa UZSO GGTN).

· Ang pagpatay sa mga balon ay isinasagawa alinsunod sa mga tagubilin para sa pagpatay sa mga balon na nilagyan ng mga sucker-rod pumping unit na ipinapatupad sa OAO Tomskneft VNK.

Ang oilfield ay responsable para sa katumpakan ng impormasyon tungkol sa paghahanda ng balon para sa pagpatay.

· Ang mga resulta ng pagpatay ay nakadokumento sa isang kilos na nagsasaad ng uri ng likido sa pagpatay, dami nito, densidad, presyon at mga siklo ng pagpatay. Ang aksyon ay nilagdaan ng killing master, inilipat sa workover team at iniimbak kasama ng start-up na dokumentasyon para sa well workover.

· Ang mga tripulante ay magsisimula ng maayos na workover lamang kung mayroong plano sa trabaho (work order), na inaprubahan at sinang-ayunan ng Central Oil and Gas Turbine at CPRS, pati na rin ang isang ganap na kumpletong pasaporte para sa sucker rod pumping pump. Ang oil field technologist ang may pananagutan sa kalidad ng pagpuno ng pasaporte.

Bago ayusin ang isang balon, kinakailangan na isagawa ang mga sumusunod gawaing paghahanda:

§ ayusin ang pinakintab na baras na may espesyal na clamp;

§ lansagin ang suspensyon ng lubid;

§ tiklupin pabalik ang ulo ng balancer.

Pagkatapos magsagawa ng workover work sa balon, ang pangkat ng TRS, sa presensya ng isang kinatawan ng Central Oil and Gas Service, ay dapat tumawag at i-pressurize ang tubing gamit ang isang pump at gumawa ng isang aksyon sa pagtanggap ng balon mula sa workover. Sa higpit ng tubing at matatag na operasyon ng pump, nagsisimula ang pumping unit.

§ Ang foreman ng workover brigade (workover) ay pinupunan ang operational passport ng sucker-rod pumping unit na nagpapahiwatig ng lahat ng mga parameter ng layout ng ibinabang kagamitan sa ilalim ng lupa (diameter ng tubing, rod at ang numero, presensya at bilang ng mga sentralisador, filter, gas turbine unit, atbp.)

Ang sertipiko ng pagkumpleto ng balon ay nilagdaan pagkatapos ng 72 oras na walang kabiguan na operasyon ng sucker-rod pumping unit ng isang kinatawan ng oil field. Ang batayan para sa pagpirma ng sertipiko ng pagkumpleto ng balon ay ang pagsukat ng bilis ng daloy ng balon at ang dynamogram na kinuha pagkatapos simulan ang balon. Ang isang operating certificate ng sucker rod pumping pump ay naka-attach sa act para sa well repair, na dapat panatilihin kasama ng certificate, at sa panahon ng kasunod na pag-aayos, dapat itong ilipat sa CPRS na may pagpuno sa data sa pagpapatakbo ng pump.

Start-up ng mga balon na nilagyan ng sucker-rod pumping units

2 oras bago magsimula ang balon, kinumpirma ng pangkat ng TRS ang kahilingan para sa isang tawag mula sa isang kinatawan ng larangan ng langis. Ipapasa ang aplikasyon sa dispatcher o technologist ng oil field.

Ang pagtanggap ng mga balon na nilagyan ng sucker rod pumping unit mula sa pagkumpuni ay isinasagawa sa buong orasan. Sa unang shift bilang isang CPRS (workover) foreman at isang oil field foreman (o kanilang mga pamalit), sa pangalawang shift bilang isang senior operator ng isang wellhead at isang senior operator ng isang oil field.

Bago simulan ang balon gamit ang sucker rod pumping unit, suriin ang serviceability ng surface equipment:

o sa wellhead equipment - isang check valve at gate valves, isang echo sounding branch pipe na may libreng access dito, isang sampling valve sa flow line, atbp.;

o operability ng "Sputnik" group metering unit;

o higpit ng tubing at LPGS;

Ang balon ay inilunsad at dinadala sa operating mode ng equipped sucker rod pumping unit ng oil at gas production operator.

Ang operator ng produksyon ng langis ay nagsasagawa ng lahat ng kinakailangang operasyon gamit ang wellhead equipment, ang reservoir, ang "Sputnik" gas control unit, ay nagbibigay ng kontrol sa daloy ng rate mula sa balon at ang paglipat ng data sa dispatcher (technologist) ng oil field.

Ang kontrol sa pagbabago sa antas ng likido sa annulus at dynamometry ng mga balon ay isinasagawa ng exploration operator o ng oil production operator (hindi bababa sa isang beses sa isang araw, Ndin, Rz ay sinusukat at dynamometer).

Responsibilidad para sa pagdadala ng mga balon sa operating mode, napapanahong pagsasara ng pumping unit sa panahon ng hindi normal na mga kondisyon, o pagsisimula kapag ang kagamitan ay hindi handa (malfunction ng "Sputnik" AGZU, mga pagtagas ng balbula, check balbula sa annulus, atbp.) ay dinadala ng teknolohikal na serbisyo ng larangan ng langis at ng kapatas ng pangkat ng produksyon. Ang desisyon sa paraan ng paglalagay ng pump sa mode o pagpapahinto ng pump upang maalis ang mga natukoy na problema ay kinuha ng nangungunang technologist ng field ng langis.

· Bago subukan ang presyon sa balon, alamin ang bilis ng daloy, tipunin ang wellhead gland (WSSG) gamit ang isang pinakintab na baras, mag-install ng pressure gauge sa manifold line (scale na hindi hihigit sa 100 atm.).

· Sa pamamagitan ng reciprocating rocking ng rods gamit ang lifting unit, itaas ang pressure sa manifold line ayon sa pressure gauge - 30 atm.

· Pagmasdan ang pagbaba ng presyon sa pressure gauge kapag nakabukas ang annular valve.

Ang sucker rod pump unit ay itinuturing na magagamit kung, sa panahon ng pagsubok ng presyon, ang bomba ay nagpapataas ng presyon sa 30 atm. at kapag huminto ang swing, ang pagbaba ng presyon ay hindi lalampas sa 5 atm. sa loob ng 15 minuto. Kasabay nito, dapat walang gas at likidong pagtagas sa ibabang kahon ng palaman at sa mga koneksyon ng X-mas tree.

· Pagkatapos ng crimping, ang pinakintab na baras ay konektado sa sinuspinde na traverse at ang makina - ang tumba-tumba ay pinaandar.

· Sa loob ng 2 oras pagkatapos magsimula, ang exploration operator o ang operator ng araw ay dapat sukatin ang daloy ng balon, ang antas ng likido sa annulus at dynamometer. Kung sakaling magkaroon ng mababang (mataas) na plunger landing, ang epekto ng upper coupling ng rods laban sa LSSG, muling inaayos ng PRS team ang plunger landing.

· Lahat ng mga dokumento para sa balon ay nilagdaan ng foreman at ng oilfield technologist pagkatapos ng 72 oras na walang problemang operasyon ng kagamitan sa ilalim ng lupa, sa kondisyon na ang lahat ng mga komento ng oilfield ay ipinahiwatig kapag ang balon ay kinuha mula sa workover ay inalis.

Kapag tumatanggap ng isang balon mula sa pagkumpuni, ang mga sumusunod na kinakailangan ay ipinapataw sa kagamitan ng sucker rod pumping unit at ang lugar ng balon:

Sa pinakamababang posisyon ng ulo ng balancer, ang distansya sa pagitan ng suspensyon ng gland rod suspension traverse o rod holder at ng wellhead gland ay dapat na hindi hihigit sa 200 mm.

Ang mga flange na koneksyon ng Christmas tree at wellhead piping ay dapat na masikip at may kumpletong hanay ng mga fastener.

Ang wellhead at ang lugar ng balon at ang kagamitan ng sucker-rod pumping pump ay dapat na malinis ng kontaminasyon ng langis, at ang lugar ng well cluster ay dapat linisin ng mga tubo, rod at kagamitan na ginagamit para sa workover ng balon .

Ang pagdadala ng mga balon na nilagyan ng mga sucker-rod pumping unit sa operasyon

Ang layunin ng operasyon upang dalhin ang balon mula sa sucker-rod pumping unit sa operating mode ay upang matiyak ang operability ng pump sa unang panahon ng paglalagay ng balon sa operasyon pagkatapos ng pagkumpuni.

Bago ilunsad ang isang mahusay na nilagyan ng sucker rod pumping unit

Suriin ang kahandaan ng kagamitan sa lupa,

Sukatin ang static na antas at

· Simulan ang pag-install.

Sa pasaporte ng pagpapatakbo, tandaan ang oras kung kailan lilitaw ang feed.

Sukatin ang rate ng daloy ng balon (Qzh) gamit ang AGZU "Sputnik", ihambing ito sa teoretikal na produktibidad ng deflated pump; pagkatapos ay isang dynamogram ay kinuha at isang likido sample ay kinuha.

Sa unang panahon pagkatapos ng pagsisimula ng sucker rod pumping unit, ang regular na pagsubaybay sa rate ng daloy at ang rate ng pagbaba sa dynamic na antas ay isinasagawa. Hindi pinapayagang i-pump out ang level na mas mababa sa 200m sa itaas ng pump inlet.

Kapag dinadala ang balon sa mode, ang dalas ng mga sukat ng N dyn. at ang Q w ay dapat matukoy ng teknolohikal na serbisyo para sa bawat balon nang paisa-isa.

Ang halaga ng dynamic na antas sa balon at ang pagganap ng sucker rod pumping unit ay tinutukoy gamit ang isang echo sounder at isang dynamograph.

V panahon ng taglamig, sa mga kaso ng matagal na pagsara ng balon, ang mga hakbang ay dapat gawin upang maiwasan ang pagyeyelo ng reservoir.

Ang oras upang dalhin sa rehimen ay tinutukoy para sa bawat balon nang paisa-isa.

Ang isang balon ay itinuturing na isasagawa kung ang mga resulta ng 3 pagsukat ng dynamic na antas, na isinagawa na may pagitan ng hindi bababa sa 1 oras, ay malapit sa halaga sa patuloy na produktibo.

Ang gumaganap ng mga gawa sa pagdadala ng balon sa operating mode gamit ang sucker rod pumping unit (operator ng produksyon o exploration operator) ay dapat magpadala ng impormasyon sa oil field dispatcher tuwing shift.

Pagkatapos ilagay ang balon gamit ang sucker rod pumping unit sa operasyon, pagkatapos ng 1 araw, gumanap

Pagsukat ng dynamic na antas H dyn.,

Well productivity Q w,

· Pag-sample ng likido para sa water cut ng mga produkto at para sa nilalaman ng balahibo. mga dumi,

· Alisin ang dynamogram.

Punan ang naaangkop na mga column ng operational passport para sa sucker rod pumping unit upang maisakatuparan ito, kung kinakailangan, kasama ang kalakip ng mga sumusuportang dokumento (dynamometer card, mga resulta ng pagsukat, atbp.).

Operasyon ng mga balon na may mga sucker rod pumping unit

· Pagkatapos dalhin ang balon sa isang steady state, ang oil field ay nagsusumite ng aplikasyon para sa pagganap ng trabaho sa pagbabalanse ng pumping unit.

· Sa loob ng dalawang araw mula sa pagsisimula ng pumping unit, sinusubaybayan ng oil field ang operasyon nito. Sa hinaharap, ang operasyon ng balon ay sinusubaybayan ng dynamometry, mga sukat ng rate ng daloy ng likido, presyon ng wellhead at dynamic na antas.

Sa unang dalawang linggo ng operasyon ng sucker rod pumping unit, ang oil field ay nagsasagawa ng isang hanay ng mga pag-aaral sa balon upang matukoy pinakamainam na rehimen pagpapatakbo ng deflated pump.

· Anumang pagbabago sa mga mode ng pagpapatakbo ng isang mahusay na nilagyan ng isang sucker rod pumping unit ay dapat na makatwiran sa pamamagitan ng mga kalkulasyon. Ang oil field technologist ay responsable para sa napapanahong mga kalkulasyon at sistematikong pagbabago sa operating mode ng pumping unit.

Ang isang permanenteng komisyon na mag-iimbestiga sa mga napaaga na pagkabigo ng pumping pump unit ay nag-iimbestiga sa mga sanhi ng pump failure na may oras ng pagpapatakbo na hanggang 100 araw.

Periodicity ng pagsubaybay sa operasyon ng mga balon na may sucker rod pumping units

Talahanayan Blg. 24

Kinokontrol na parameter	Pamamaraan ng kontrol	Dalas ng inspeksyon
1. Rod Load at Feed	Dynamometry	Matapos ilunsad ang balon at maisagawa ito Kapag binabago ang operating mode Bago ang PRS Kasalukuyang kontrol ng hindi bababa sa 2 beses sa isang buwan.
Pagsukat ng rate ng daloy ng likido mula sa isa pansamantalang antas ng paglaktaw.	Sa pamamagitan ng mga counter AGZU at mga wavemeter.	Matapos ilunsad at maisagawa nang maayos. Kapag binabago ang operating mode. Bago ang PRS.
Liquid sampling para sa pagbawas ng tubig (%)	Matapos ang pag-alis ng balon. sa rehimen. Kapag binabago ang operating mode. Kasalukuyang kontrol ng hindi bababa sa 1 beses bawat buwan.
4. Sampling sa EHF	Pagkatapos ilunsad at ilagay ang balon sa operasyon. 4.2. Kasalukuyang kontrol ng hindi bababa sa 1 beses bawat buwan.

Ang data ng pagpapatakbo ay dapat na maipasok sa pasaporte ng pagpapatakbo ng USHGN sa isang napapanahong paraan, ang technologist sa larangan ng langis ay responsable para sa pagpuno ng pasaporte.

Ang mga sucker rod pump (SRP) ay mga bomba na nakalubog nang mas mababa sa antas ng likidong ibobomba. Ang lalim ng paglulubog sa balon ay nagbibigay-daan hindi lamang upang matiyak ang isang matatag na pagtaas ng langis mula sa mahusay na kalaliman, ngunit din upang magbigay ng mahusay na paglamig ng bomba mismo. Gayundin, ang mga naturang bomba ay maaaring mag-angat ng langis na may mataas na porsyento ng gas.
Mga pump ng sucker rod naiiba sa na ang drive sa kanila ay isinasagawa ng isang independiyenteng motor na matatagpuan sa ibabaw ng likido, sa tulong ng isang mekanikal na koneksyon, sa katunayan, isang baras. Kung gumamit ng hydraulic motor, ang pinagmumulan ng enerhiya ay ang parehong pumped liquid na ibinibigay sa pump sa ilalim mataas na presyon... Sa kasong ito, ang independiyenteng makina ay naka-install sa ibabaw. Ang mga sucker rod pump ng positive displacement type ay ginagamit para mag-angat ng langis mula sa mga balon.

Mga uri ng sucker rod pump

1. Hindi matatanggal. Ang pump cylinder ay ibinababa sa balon ng langis sa pamamagitan ng mga pumping pipe na walang plunger. Ang huli ay bumababa sucker rods , at ipinapasok sa cylinder kasama ng suction valve. Kapag pinapalitan ang naturang bomba, kinakailangan na iangat muna ang plunger sa mga rod mula sa balon, at pagkatapos ay ang tubing na may silindro.
2. Isaksak. Ang isang silindro na may plunger ay ibinababa sa isang balon ng langis sa mga baras. Para sa mga naturang bomba, ang diameter ng plunger ay dapat na mas maliit kaysa sa diameter ng pipe. Alinsunod dito, kung kinakailangan upang palitan ang naturang bomba, hindi kinakailangan na patakbuhin ang mga tubo nang paulit-ulit.

Mga pump ng sucker rod may kasamang bottom o top collar attachment at maaaring mekanikal na nakakabit sa itaas o ibaba.Ang mga pump ng sucker rod ay may isang bilang ng mga pakinabang, na kinabibilangan ng: pagiging simple ng disenyo, ang kakayahang mag-bomba ng likido mula sa mga balon ng langis, kung ang ibang mga paraan ng operasyon ay hindi katanggap-tanggap. Ang mga pump na ito ay may kakayahang gumana sa napakalalim, at may simpleng proseso ng pagsasaayos. Gayundin, ang mga pakinabang ay kinabibilangan ng mekanisasyon ng proseso ng pumping at kadalian ng pagpapanatili ng pag-install.

Mga benepisyo ng sucker rod pump

• Magkaroon ng mataas na kahusayan;
• Ang isang malawak na iba't ibang mga drive ay maaaring gamitin para sa mga prime mover;
• Direktang pagsasagawa ng pag-aayos sa lugar ng pumping ng langis;
• Ang mga pag-install ng mga sucker rod pump ay maaaring isagawa sa mahirap na mga kondisyon ng paggawa ng langis - sa mga balon na may pagkakaroon ng pinong buhangin, sa pagkakaroon ng paraffin sa ginawang produkto, na may mataas na gas factor, kapag nagbobomba ng iba't ibang mga kinakaing unti-unti na likido.

Mga katangian ng sucker rod pump

• Pagputol ng tubig - hanggang sa 99%;
• Temperatura - hanggang 130 С;
• Makipagtulungan sa nilalaman ng mga impurities sa makina hanggang sa 1.3 g / litro;
• Makipagtulungan sa nilalaman ng hydrogen sulfide - hanggang sa 50 mg / litro;
• Mineralization ng tubig - hanggang sa 10 g / litro;
• Ang mga halaga ng pH ay mula 4 hanggang 8.

Ang paggawa ng langis gamit ang mga sucker rod pump ay isa sa mga pinakakaraniwang paraan ng paggawa ng langis. Hindi nakakagulat, ang pagiging simple at kahusayan ng trabaho ay pinagsama sa mga sucker rod pumping unit na may pinakamataas na pagiging maaasahan. Higit sa 2/3 ng mga operating well ang gumagamit ng sucker-rod pump.
Para sa order sucker rod pump kailangan mong sagutan ang isang palatanungan o makipag-ugnayan sa aming mga espesyalista sa pamamagitan ng pagsagot sa form sa kanang bahagi ng pahina o sa pamamagitan ng pagtawag sa ipinahiwatig na mga contact number.

Sa madaling salita, mayroong dalawang pangunahing proseso na nangyayari sa loob:
paghihiwalay ng gas mula sa likido- ang gas na pumapasok sa bomba ay maaaring makagambala sa operasyon nito. Para dito, ginagamit ang mga gas separator (o isang gas separator-dispersant, o simpleng dispersant, o isang double gas separator, o kahit isang double gas separator-dispersant). Bilang karagdagan, para sa normal na operasyon ng bomba, kinakailangan upang i-filter ang buhangin at solidong mga dumi na nakapaloob sa likido.
pag-aangat ng likido sa ibabaw- ang pump ay binubuo ng isang mayorya ng mga impeller o impeller, na, habang umiikot, pinabilis ang likido.

Tulad ng naisulat ko na, ang mga electric submersible pump ay maaaring gamitin sa malalim at hilig mga balon ng langis(at maging sa pahalang), sa mga balon na binabaha nang husto, sa mga balon na may tubig na iodine-bromide, na may mataas na kaasinan ng mga tubig na nabuo, para sa pag-angat ng mga solusyon sa asin at acid. Bilang karagdagan, ang mga electric centrifugal pump ay binuo at ginawa para sa sabay-sabay na hiwalay na operasyon ng ilang horizon sa isang balon. Minsan ang mga electric centrifugal pump ay ginagamit din upang mag-inject ng brine sa isang oil reservoir upang mapanatili ang reservoir pressure.

Ang pinagsama-samang ESP ay ganito ang hitsura:

Matapos dalhin ang likido sa ibabaw, dapat itong ihanda para sa paglipat sa pipeline. Ang produksyon mula sa mga balon ng langis at gas ay hindi, ayon sa pagkakabanggit, purong langis at gas. Ang pagbuo ng tubig, nauugnay (petrolyo) na gas, mga solidong particle ng mga mekanikal na dumi (mga bato, tumigas na semento) ay nagmumula sa mga balon kasama ng langis.
Ang ginawang tubig ay isang mataas na mineralized na daluyan na may nilalamang asin na hanggang 300 g / l. Ang nilalaman ng pagbuo ng tubig sa langis ay maaaring umabot sa 80%. Ang mineral na tubig ay nagdudulot ng mas mataas na kinakaing unti-unti na pagkasira ng mga tubo, tangke; ang mga solidong particle mula sa daloy ng langis mula sa balon ay nagdudulot ng pagkasira sa mga pipeline at kagamitan. Ang nauugnay (petrolyo) na gas ay ginagamit bilang hilaw na materyal at panggatong. Posible sa teknikal at ekonomikong paraan na isailalim ang langis sa espesyal na paghahanda bago ipasok sa pangunahing pipeline ng langis upang maalis ang asin nito, ma-dehydrate ito, ma-degas ito, at maalis ang mga solidong particle.

Una, ang langis ay napupunta sa automated group metering units (AGZU). Mula sa bawat balon sa pamamagitan ng isang indibidwal na pipeline, ang langis ay ibinibigay sa AGSU kasama ng gas at formation water. Itinatala ng AGZU ang eksaktong dami ng langis na nagmumula sa bawat balon, pati na rin ang pangunahing paghihiwalay para sa bahagyang paghihiwalay ng formation water, oil gas at mga impurities sa makina na may direksyon ng pinaghiwalay na gas sa pamamagitan ng gas pipeline patungo sa isang planta ng pagpoproseso ng gas (gas processing plant ).

Ang lahat ng data ng produksyon - araw-araw na rate ng daloy, pressures, atbp., ay naitala ng mga operator sa culture booth. Pagkatapos ang mga data na ito ay sinusuri at isinasaalang-alang kapag pumipili ng mode ng produksyon.
By the way, readers, may nakakaalam ba kung bakit ganoon ang tawag sa cultural book?

Dagdag pa, ang langis, na bahagyang nahiwalay sa tubig at mga dumi, ay ipinadala sa isang integrated oil treatment unit (OCPU) para sa huling paglilinis at paghahatid sa pangunahing pipeline. Gayunpaman, sa aming kaso, ang langis ay unang napupunta sa booster pumping station(DNS).

Bilang isang patakaran, ang mga istasyon ng bomba ng booster ay ginagamit sa mga malalayong larangan. Ang pangangailangang gumamit ng mga booster pumping station ay dahil sa ang katunayan na kadalasan sa mga ganitong larangan ang enerhiya ng isang oil at gas reservoir ay hindi sapat upang maihatid ang pinaghalong langis at gas sa UKPN.
Ang mga istasyon ng pumping ng booster ay gumaganap din ng mga function ng paghihiwalay ng langis mula sa gas, paglilinis ng gas mula sa droplet na likido at kasunod na hiwalay na transportasyon ng mga hydrocarbon. Sa kasong ito, ang langis ay pumped ng isang centrifugal pump, at gas - sa ilalim ng presyon ng paghihiwalay. Ang mga CSN ay naiiba sa mga uri depende sa kakayahang magpasa ng iba't ibang likido sa kanilang mga sarili. Ang full-cycle booster pumping station ay binubuo ng buffer tank, isang unit para sa pagkolekta at pagbomba ng mga pagtagas ng langis, ang pumping unit mismo, at isang grupo ng mga spark plug para sa emergency na paglabas ng gas.

Sa mga patlang ng langis, langis pagkatapos dumaan sa grupo mga pag-install ng pagsukat ay dinadala sa mga tangke ng buffer at pagkatapos ng paghihiwalay ay pumasok sa tangke ng buffer upang matiyak ang isang pare-parehong daloy ng langis sa transfer pump.

Ang UKPN ay isang maliit na refinery kung saan ang langis ay sumasailalim sa huling paghahanda:

• Degassing(panghuling paghihiwalay ng gas mula sa langis)
• Dehydration(pagkasira ng water-oil emulsion na nabuo kapag iniangat ang produkto mula sa balon at dinadala ito sa UKPN)
• Demineralisasyon(pag-alis ng mga asin sa pamamagitan ng pagdaragdag ng sariwang tubig at muling pag-aalis ng tubig)
• Pagpapatatag(pag-alis ng mga magaan na fraction upang mabawasan ang pagkawala ng langis sa panahon ng karagdagang transportasyon nito)

Para sa mas epektibong paghahanda, kadalasang ginagamit ang mga kemikal, thermochemical na pamamaraan, pati na rin ang electrical dehydration at desalination.
Ang inihanda (mabebenta) na langis ay ipinadala sa commodity park, na kinabibilangan ng mga tangke ng iba't ibang kapasidad: mula 1000 m³ hanggang 50,000 m³. Pagkatapos ang langis ay pinapakain sa pamamagitan ng head pumping station sa pangunahing pipeline ng langis at ipinadala para sa pagproseso. Ngunit pag-uusapan natin ito sa susunod na post :)

Sa mga nakaraang release:
Paano mag-drill ng iyong balon? Mga pangunahing kaalaman sa pagbabarena ng langis at gas sa isang post -