Плунжерный клапан
Cтраница 3
На рисунке 13 показана конструктивная схема двухступенчатого насоса SBS. При ходе плунжера вниз верхний плунжерный клапан над клапанным штоком остается закрытым, пока давление в полости клапанного штока не превысит гидростатическое давление в колонне НКТ. Поток нефти из полости клапанного штока в верхнюю камеру продолжается, пока не откроются нижние плунжерные клапаны в результате уменьшения давления в полости клапанного штока и повышения давления в нижней камере, и пока нефть не начнет поступать из верхней камеры в нижнюю камеру и клапанный шток. При ходе плунжера вверх все плунжерные клапаны закрыты. Нефть поступает из верхней камеры в полость клапанного штока, причем давление повышается в указанной степени. В нижнюю камеру же снова поступает нефть. Этот процесс повторяется несколько раз, пока давление в полости штока плунжера не превысит гидростатическое давление о колонне НКТ, т.е. пока при ходе плунжера вверх не откроется верхний плунжерный клапан. [31]
 |
Эскиз насосной системы во время хода вверх и хода вниз. Указание давлений, возникающих в. [32] |
В конце хода вверх закрывается всасывающий клапан, через который во время перемещения плунжера вверх протекала добываемая жидкость. Одновременно с началом хода вниз открывается плунжерный клапан, насосные штанги и плунжер освобождаются из-под жидкостной нагрузки, происходит нагружение колонны НКТ. [33]
 |
Схема процесса откачни. [34] |
Исходная ситуация: Насос и насосно-компрессорная труба заполнены жидкостью. Плунжер находится в верхней мертвой точке; плунжерный клапан закрыт. Нагрузку столба жидкости над насосом принимают на себя насосные штанги. [35]
Пс плунжерным клапаном, на нижнем конце плунжера или между плунжерным клапаном и ловильны инструментом ( у трубных насосов) вместо держателя седла клапана монтируется плунжерь корпус, оснащенный манжетой. [36]
Необходимость установки дополнительной колонны НКТ для отвода газа уменьшает размеры насоса при сохранении внешних габаритов оборудования. В подземное оборудование включают еще дополнительные устройства, такие как автосцеп для насосных штанг и плунжерные клапаны для слива жидкости из НКТ при их подъеме из скважины. Смещением штанг за пределы обычного их хода достигается перемещение плунжерного клапана сливного устройства, при этом боковые отверстия совмещаются, и жидкость из НКТ сливается через газоотводные каналы в посадочном устройстве верхнего ШСН в межтрубное пространство скважины. Во всех установках для раздельной эксплуатации скважин типа насос-насос ( рис. XIV.4, а и XIV.4, б) нижние насосы вставные и подвешиваются на обычных замковых посадочных опорах, установленных в верхней части насосов. Верхние ШСН в установках также вставные с замковыми посадочными опорами в нижней части насосов. Некоторые разновидности установок УГР типа насос-насос имеют верхние ШСН невставного типа, снабженные автосцепами штанг. Невставные ШСН позволяют увеличить диаметр рабочего плунжера и подачу насоса. Разработаны стандартные установки для раздельной эксплуатации скважин насосным способом типа УГР1 - В и УГРТ1 - В вставного исполнения с отводом газа ( см. рис. XIV.4, а), накопившегося под разделительным пакером, и УГР2 - В и УГРТ2 - В вставного исполнения без отвода подпакерного газа ( см. рис. XIV.4, б), а также УГР1 - Н и УГРТ1 - Н невставного исполнения с отводом подпакерного газа и УГР2 - Н и УГРТ2 - Н невставного исполнения без отвода подпакерного газа. Наземное оборудование при использовании установок типа УГР обычное. [37]
 |
Схема АКМ-71В. [38] |
Оси двигателей выведены через взрывозащищенный корпус наружу. Снаружи под кожухом расположены приводимые в движение этими двигателями: шестеренчатый насос на задней стенке моторного блока и переключающий плунжерный клапан, соединяющий измерительную кювету либо с системой перезаливки, либо с пневматической системой и программный механизм. Кроме того, под кожухом пневмогидравлического узла расположены кран-тройник и водяной манометр. [39]
 |
Полуавтоматическая бюретка определителя бромных чисел типа БЧ-2. [40] |
На рис. 42 показано устройство полуавтоматической бюретки, в которой предусмотрено автоматическое изменение скоро сти подачи титранта. Конструкция электромагнитного клапана аналогична предыдущей. Здесь также применен плунжерный клапан с основными запирающими поверхностями типа шар - конус. Затвор состоит из двух клапанов. [41]
При прекращении потока жидкости снизу через всасывающий клапан, данный клапан закрывается под действием силы тяжести. Цилиндр полностью или частично заполнен жидкостью. При погружении плунжера в эту жидкость плунжерный клапан открывается, и вся нагрузка жидкости падает на. При дальнейшем ходе плунжера вниз ( рис. 2Ь) верхняя штанга погружается в столб жидкости, вытесняя соответствующий ее объем, который подается в трубопровод. [42]
Необходимость установки дополнительной колонны НКТ для отвода газа уменьшает размеры насоса при сохранении внешних габаритов оборудования. В подземное оборудование включают еще дополнительные устройства, такие как автосцеп для насосных штанг и плунжерные клапаны для слива жидкости из НКТ при их подъеме из скважины. Смещением штанг за пределы обычного их хода достигается перемещение плунжерного клапана сливного устройства, при этом боковые отверстия совмещаются, и жидкость из НКТ сливается через газоотводные каналы в посадочном устройстве верхнего ШСН в межтрубное пространство скважины. Во всех установках для раздельной эксплуатации скважин типа насос-насос ( рис. XIV.4, а и XIV.4, б) нижние насосы вставные и подвешиваются на обычных замковых посадочных опорах, установленных в верхней части насосов. Верхние ШСН в установках также вставные с замковыми посадочными опорами в нижней части насосов. Некоторые разновидности установок УГР типа насос-насос имеют верхние ШСН невставного типа, снабженные автосцепами штанг. Невставные ШСН позволяют увеличить диаметр рабочего плунжера и подачу насоса. Разработаны стандартные установки для раздельной эксплуатации скважин насосным способом типа УГР1 - В и УГРТ1 - В вставного исполнения с отводом газа ( см. рис. XIV.4, а), накопившегося под разделительным пакером, и УГР2 - В и УГРТ2 - В вставного исполнения без отвода подпакерного газа ( см. рис. XIV.4, б), а также УГР1 - Н и УГРТ1 - Н невставного исполнения с отводом подпакерного газа и УГР2 - Н и УГРТ2 - Н невставного исполнения без отвода подпакерного газа. Наземное оборудование при использовании установок типа УГР обычное. [43]
На рисунке 13 показана конструктивная схема двухступенчатого насоса SBS. При ходе плунжера вниз верхний плунжерный клапан над клапанным штоком остается закрытым, пока давление в полости клапанного штока не превысит гидростатическое давление в колонне НКТ. Поток нефти из полости клапанного штока в верхнюю камеру продолжается, пока не откроются нижние плунжерные клапаны в результате уменьшения давления в полости клапанного штока и повышения давления в нижней камере, и пока нефть не начнет поступать из верхней камеры в нижнюю камеру и клапанный шток. При ходе плунжера вверх все плунжерные клапаны закрыты. Нефть поступает из верхней камеры в полость клапанного штока, причем давление повышается в указанной степени. В нижнюю камеру же снова поступает нефть. Этот процесс повторяется несколько раз, пока давление в полости штока плунжера не превысит гидростатическое давление о колонне НКТ, т.е. пока при ходе плунжера вверх не откроется верхний плунжерный клапан. [44]
На рисунке 13 показана конструктивная схема двухступенчатого насоса SBS. При ходе плунжера вниз верхний плунжерный клапан над клапанным штоком остается закрытым, пока давление в полости клапанного штока не превысит гидростатическое давление в колонне НКТ. Поток нефти из полости клапанного штока в верхнюю камеру продолжается, пока не откроются нижние плунжерные клапаны в результате уменьшения давления в полости клапанного штока и повышения давления в нижней камере, и пока нефть не начнет поступать из верхней камеры в нижнюю камеру и клапанный шток. При ходе плунжера вверх все плунжерные клапаны закрыты. Нефть поступает из верхней камеры в полость клапанного штока, причем давление повышается в указанной степени. В нижнюю камеру же снова поступает нефть. Этот процесс повторяется несколько раз, пока давление в полости штока плунжера не превысит гидростатическое давление о колонне НКТ, т.е. пока при ходе плунжера вверх не откроется верхний плунжерный клапан. [45]
Страницы: 1 2 3 4