Монтаж и спуск УШГН

Для спуска в скважину завозится отревизированный (отремонти­рованный) ШГН с эксплуатационным паспортом. Разборка насоса на скважине запрещается.

Насос подвергается визуальному осмотру: проверяется ход плун­жера в цилиндре, сверяется маркировка насоса с данными паспорта,

проверяется ход плунжера, состояние резьбовых соединений, патрубка удлинителя, фильтра или ГПЯ.

Перед проведением СПО рабочая площадка и приемные мостки должны быть очищены от грязи.

Спуск ШГН в скважину производится согласно компоновке, ука­занной в плане работ (заказ-наряде).

Перед спуском производится замер длины труб и штанг, оформля­ется мера.

При спуске трубного насоса сначала нужно спустить защитное приспособление (ГПЯ, фильтр и т.п.), затем цилиндр с всасывающим клапаном, с патрубком и муфтой под элеватор и насосно-компрес-сорные трубы до необходимой глубины.

НКТ, спускаемые в скважину на внутренней поверхности, не дол­жны иметь отложений солей, парафина, окалины и грязи. Для про­верки состояния внутренней поверхности, а также для подтвержде­ния проходного сечения (особенно при спуске НН2Б - 57 и вставных ШГН всех типоразмеров) НКТ шаблонируются шаблоном:

После спуска НКТ проверить и при необходимости заменить на планшайбе подвесной патрубок, а после отработки ШГН более одно­го года подвесной патрубок меняется в обязательном порядке.

После посадки планшайбы на фланец колонной головки, на штан­гах спускают плунжер. Не допуская трех последних штанг, произвес­ти промывку насоса жидкостью глушения, в объеме не менее 16 м 3 , для очистки насоса от возможных мехпримесей, окалины и т.п. При комплектовании компоновки автосцепом, плунжер спускается в ци­линдре, предварительно навернув узел автосцепа (пику или захват), и затем спускают колонну штанг.

Вставной насос спускается в следующей последовательности:

Защитное приспособление (газовый якорь, песчаный якорь, фильтр и т.п.);

Замковая опора;

После посадки планшайбы на фланец колонной головки, в колон­ну НКТ на насосных штангах производится спуск вставного на­соса.

Насосные штанги, спускаемые в скважину, должны быть прямо­линейными и чистыми (без каких-либо отложений и повреждений внешней поверхности тела штанг, их резьбовых соединений и муфт).

Спуск последних трех штанг производить на малой скорости, во избежание резкой посадки плунжера в насос или вставного насоса в

замковую опору, иначе это может привести к задиру плунжера или повреждению посадочной поверхности замковой опоры.

При СПО штанг со скребками-центраторами необходимо обяза­тельное использование направляющей конусообразной воронки для предоотвращения сколов скребков-центраторов. Скорость спуска штанг - 0,25 м/с, при этом небходимо производить визуальный кон­троль за целостностью всех скребков-центраторов.

После спуска насоса в скважину на требуемую глубину, необходи­мо произвести подгонку колонны насосных штанг, для обеспечения нормальной работы штангового насоса.

Посадка плунжера является наиболее ответственной операцией. При допуске плунжера к цилиндру, последнюю штангу спускают мед­ленно, чтобы не допустить удара о нижнюю часть насоса.

Проворачивая всю колонну насосных штанг круговым ключом по ходу часовой стрелки (не более двух оборотов), медленно вводят плун­жер в цилиндр.

Когда посадка произведена, делают отметку на штангах, припод­нимают их и вторично сажают. Если метка на верхней (контрольной) штанге остается на прежнем месте, значит плунжер находится в на­сосе.

После этого регулируют ход плунжера при помощи подъемного агрегата.

Осторожно приподнимают штанги до тех пор, пока ИВЭ-50 - элек­тронный индикатор - веса зафиксирует вес всей колонны штанг, после этого делается вторая метка на верхней (контрольной) штанге. К рас­стоянию между первой и второй меткой плюсуется поправка на вы­тяжку штанг при работе ШГН, а суммарное расстояние составит 350- 400 мм.

В дополнение к суммарному расстоянию, на верхней (конт­рольной) штанге отмечают расстояние, соответствующее высоте СУСГ и нижнему положению головки балансира станка-качалки.

Поднимают верхнюю (контрольную) штангу, отвинчивают и вы­меряют этой штангой полированный шток, если верхняя (конт­рольная) штанга соответствует длине полированного штока, то ее за­меняют полированным штоком. Полированные штоки выпускают диаметром 32 мм и длиной 2600-4600 мм. Длину полированного штока выбирают в зависимости от длины хода станка-качалки.

При несоответствии длины верхней (контрольной) штанги длине

полированного штока, подгонку (подбор) длины заменяемой верх­ней (контрольной) штанги производят подгоночными шточками (по­луштангами) различной длины. Диаметр подгоночных шточков (по­луштанг) должен соответствовать диаметру верхней части колонны штанг.

Подбор длины заменяемой верхней (контрольной) штанги должен быть произведен так, чтобы соединение колонны штанг или подго­ночных шточков (при подборе длины заменяемой контрольной штан­ги) с полированным штоком, даже при самом верхнем положении плунжера, не касалось СУСГ.

После завершения работ по подгонке хода плунжера собрать усть­евое оборудование и при помощи подъемного агрегата, перемещени­ем колонны штанг сделать не менее 6-8 ходов плунжера и вызвать подачу (при низком статическом уровне долить скважину до устья).

Провести ревизию СУСГ, сменить нижнее сальниковое уплотне­ние, в случае выявления дефектов СУСГ - дать заявку нефтепромыс­лу на завоз нового и заменить его.

За 2 часа до запуска скважины, бригадой подтверждается заявка на вызов представителя нефтепромысла. Заявка передается диспет­черу или технологу нефтепромысла.

В присутствии представителя ЦДНГ вызвать подачу и опрессовать НКТ насосом с составлением акта о приемке скважины из ремонта, затем посредством канатной подвески подвести колонну штанг к го­ловке балансира и запустить станок-качалку в работу.

Мастер бригады ПРС (КРС) заполняет эксплуатационный паспорт ШГН с указанием всех параметров компоновки спущенного подзем­ного оборудования (диаметр НКТ, штанг, наличие и количество цен­траторов, фильтра, ГПЯ и т.п.).

Акт о сдаче скважины из ремонта подписывается, после 72 часов безотказной работы ШГН, представителем нефтепромысла. Основа­нием для подписания акта о сдаче скважины из ремонта является ди-намограмма, снятая после запуска скважины. К акту на ремонт сква­жины прилагается эксплуатационный паспорт ШГН, который дол­жен хранится вместе с актом, и при последующем ремонте переда­ваться ЦПРС с заполнением данных о работе насоса.

Оборудование установки штангового глубинного насоса (УШГН)

Добыча нефти при помощи штанговых насосов - самый распространенный способ искусственного подъема нефти. Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

обладание высоким коэффициентом полезного действия;

проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;

для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;

установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся: ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг); малая подача насоса; ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных)

Конструктивно оборудование УШГН включает в себя наземную и подземную часть.

К наземному оборудованию относятся:

· привод (станок-качалка) - является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью - колонной штанг;

· устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.

К подземному оборудованию относятся:

· насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

· глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130°С вставного или не вставного типов

· штанги - предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка - качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.

На рисунке 1 представлена схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН).

Рисунок 1. Схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН)

1 - эксплуатационная колонна; 2 - всасывающий клапан; 3 - цилиндр насоса; 4 - плунжер; 5 - нагнетательный клапан; 6 - насосно-компрессорные трубы; 7 - насосные штанги; 8 - крестовина; 9 - устьевой патрубок; 10 - обратный клапан для перепуска газа; 11 - тройник; 12 - устьевой сальник; 13 - устьевой шток; 14 - канатная подвеска; 15 - головка балансира; 16 - балансир; 17 - стойка; 18 - балансирный груз; 19 - шатун; 20 - кривошипный груз; 21 - кривошип; 22 - редуктор; 23 - ведомый шкив; 24 - клиноременная передача; 25 - электродвигатель на поворотной салазке; 26 - ведущий шкив; 27 - рама; 28 - блок управления.

Установка работает следующим образом. Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий манифольд (процесс нагнетания).

При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается, нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость, находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Рисунок 2. Станок-качалка типа СКД

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка (пирамида); 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз; 17 - канатная подвеска.

Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску устьевого штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания станка-качалки.

Все элементы станка-качалки: стойка, редуктор, электродвигатель крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте.

Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т.е. длины хода плунжера.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей. При конструкции насосов соблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталей для удобства замены изношенных деталей и сокращения номенклатуры потребных запасных частей.

Насосы применяются следующих видов:

· невставные

· вставные.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера. Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору, последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компоновка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз.

Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ.

В зависимости от условий в скважине в нее опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.

Различают следующие типы скважинных насосов (рисунок 3):

НВ-1 - вставные с замком наверху;

НВ-2 - вставные с замком внизу;

НН - невставные без ловителя;

НН-1 - невставные с захватным штоком;

НН-2С - невставные с ловителем.

В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы - исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры - диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра - группу посадки.

Рисунок 3. Типы скважинных штанговых насосов

Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска. Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ - в зависимости от типа и условного размера насоса.

Принцип работы насосов заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность в полость труб. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.

Принцип действия ШГН

При ходе плунжера вверх жидкость из скважины поступает через всасывающий (приемный) клапан в цилиндр насоса, так как под плунжером создается давление намного меньше чем в скважине. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан

Наиболее широко распространены насосы двух видов: вставные и невставные (трубные)

Вставные насосы

Вставной насос спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекаются тоже в собранном виде путем подъема штанг.

Типы насосов: НВ1- вставной с замком вверху; НВ2- вставной с замком внизу.

Вставные насосы целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска. Применение вставных насосов значительно ускоряет ремонт скважины, так как для его смены требуется подъем лишь штанговой колонны.

Невставные насосы

Цилиндр трубных насосов спускают в скважину на НКТ, а плунжер и клапана на насосных штангах. Поднимают такой насос в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем НКТ с цилиндром.

Типы насосов: НН – невставной без ловителя; НН1- невставной с захватным штоком;

НН2- невставной с ловителем

НН2 получил наибольшее распространение вследствие большой надежности и простоты конструкции механизма опорожнения.

Пример обозначения насосов:

ХХХ Х – ХХ – ХХ – ХХ – Х

1. Тип насоса: НВ1, НВ2, НН, НН1, НН2.

2. Исполнение насоса по конструкции цилиндра и конструктивным особенностям самого насоса

3. Условный диаметр плунжера в миллиметрах. (29,32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102)

4. Максимальный ход плунжера в миллиметрах, уменьшенный в 100 раз.

5. Напор в метрах водяного столба, уменьшенный в 100 раз.

1. Группа посадки 0, 1, 2, 3 по степени увеличения зазора между плунжером и цилиндром.

Элементы штанговых насосов:

Цилиндры могут быть цельными и составными.

Плунжеры – обычного типа и пескобрей.

Клапанные узлы – шариковые клапанные узлы, у которых в качестве запорных

элементов применяется пара седло-шарик.

Замковые опоры – для закрепления насоса вставного типа в трубах НКТ с

герметизацией полости всасывания от полости нагнетания.

В зависимости от исполнения цилиндра и плунжера, расположения замковой опоры ШГН подразделяются на 15 основных типов. В нашей стране штанговые насосы выпускаются по двум стандартам: ОСТ 26-16-06-86 (АО «Элкамнефтемаш»,г. Пермь) и стандарт АНИ (АО «Ижнефтемаш», г. Ижевск, производство по лицензии австрийской фирмы «Шелер Блекман»).

Насосные штанги, свинченные в штанговую колонну, передают возвратно-поступательное движение от точки подвеса штанг поверхностного привода к плунжеру насоса.

Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12, 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании- развинчивании со специальной метрической резьбой. Штанги соединяются между собой муфтами и имеют стандартную длину –8 м. Для подбора необходимой длины подвески колонны изготавливаются укороченные штанги длиной 1,0; 1,2; 1,5; 2,0 и 3,0 м. Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров- переводные муфты.

Для изготовления насосных штанг используют сталь следующих марок: Ст40 , 20Н2М (никель- молибденовая), 15Н3МА , 15Х2НМФ , 30ХМА. Штанги на заводе-изготовителе для упрочнения их свойств подвергают нормализации и обработкой токами высокой частоты.

Для уменьшения трения в устьевом сальнике применяют устьевой полированный шток диаметром 22мм, 25мм, 32мм.

Использование: при добыче нефти. Сущность изобретениясамоуплотняющиеся манжеты установлены в кольцевых пазах 4, сообщающихся с полостью (П) 8 каналами 7, 9. Каналы 7, 9 перекрыты пробкой 11, установленной с возможностью осевого перемещения, выполненной в П 8. П 8 установлена мембрана 12, к-рая составляет часть внешней поверхности плунжера, отделяют П 8 от внешней среды и заполнена жидкостью. Толщина индикаторного сечения мембраны 12 соответствует величине технологически допустимого износа плунжера. В пробке 11 выполнен канал 13 для сообщения П 8, ограниченной мембраной 12, с полостью паза 4 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Р 04 В 21/04

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

"Техника и технология добычи нефти" (72) В.А,Афанасьев, В,С.Журавлев и А.Г.Сергеев (56) Авторское свидетельство СССР

¹535423,кл. F 04 В21/04,1950. (54) ПЛУНЖЕР ШТАНГОВОГО ГЛУБИННОГО НАСОСА (57) Использование: при добыче нефти. Сущность изобретения: сэмоуплотняющиеся

Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти, а именно к штанговым глубинным насосам (ШГН), Известен манжетный плунжер ШГН, у которого с целью увеличения срока эксплуатации кольцевая канавка под верхней манжетой сообщается каналом (отверстием) с полостью плунжера, а остальные кольцевые канавки под нижними манжетами сообщаются с наружной частью плунжера, благодаря чему манжеты должны вступать в работу поочередно по мере износа вышестоящей манжеты (1), В известном плунжере на верхнюю манжету действует перепад давлений в полости плунжера и в окружающей среде (на внешней поверхности), возникающий при движении плунжера вверх, На всех остальных манжетах перепада давлений создаваться не будет, т.к, на их внешнюю и внутреннюю поверхность действует одно и то же давление внешней среды. Следовательно, какоголибо заметного увеличения срока

SU 1756613 А1 манжеты установлены в кольцевых пазах 4, сообщающихся с полостью (П) 8 каналами 7, 9. Каналы 7 9 перекрыты пробкой 11, установленной с возможностью осевого перемещения, выполненной в П 8. П 8 установлена мембрана 12, к-рая составляет часть внешней поверхности плунжера, отделяют П 8 от внешней среды и заполнена жидкостью.

Толщина индикаторного сечения мембраны

12 соответствует величине технологически допустимого износа плунжера, В пробке 11 выполнен канал 13 для сообщения П 8, ограниченной мембраной 12, с полостью каза 4.

2 з.п, ф-лы, 4 ил, эксплуатации известная конструкция не обеспечивает, Целью изобретения является увеличение срока службы плунжера, Для достижения поставленной цели в плунжере с сэмоуплотняющимися манжетами, установленными в кольцевых пазах, канал. сообщающий полость паза с полостью плунжера, перекрыт пробкой, установленной с возможностью осевого перемещения в полости, выполненной в теле плунжера и выведенной с одного торца пробки в полость плунжера, а с другого торца перекрытой закрепленной на внешней поверхности плунжера мембраной, отделяющей ее от внешней среды, и заполнена жидкостью.

Для своевременного включения манжет в работу толщина мембраны (или ее индикаторного сечения) должна соответствовать величине технологически допустимого износа плунжера, а для надежного заполнения жидкостью полости перекрытого пробкой канала в пробке может быть выполненн канал для сообщения полости, ограни1756613 ченнай мембраной, с полостью кольцевого паза, Предложенный плунжер до разрушения мембраны работает в режиме металлического плунжера, а после ее разрушения — в режиме манжетного. Включение манжет в работу после технологического износа металлической поверхности значительно про-. длит срок службы плунжера, Отличительные признаки предложенного плунжерэ не обнаруженыы в.известных технических решениях, что свидетельствует о их соответствии критерию "Существейньге отличия", На фиг. 1 дан общий вид предлагаемого плунжерэ; на фиг, 2 — общий вид вставки плунжера с самоуплотняющимися манжетами; на фиг. 3 — поперечное сечение плунжера А-А на фиг. 2; на фиг. 4 — поперечное сечение плунжера Б-Б на фиг, 2.

Плунжер штангового насоса выполнен составным, (фиг, 1) — основной корпус 1, вставка 2 с сэмоуплотняющимися манжетами и клапанный узел 3. Плунжер может быть выполнен цельным, но предлагаемая конструкция из составных частей более технологична: .

Во вставке 2 (фиг. 2) в кольцевых пазах

4 установлены самоуплотняющиеся манжеты, состоящие из резиновых манжет 5 и упругих разрезных пластмассовых колец 6 с раздвижными замками. Кольцевые пазы 4 посредством канала 7, полости 8 и канала 9 (продолжение канала 7) сообщаются с внутренней полостью 10, при этом каналы 7 и 9 перекрыты пробкой 11, установленной с воэможностью ее осевого перемещения в полости B. В полости 8 установлена мембрана 12, которая составляет часть внешней поверхности плунжера, отделяет полость 8 от внешней среды и своей конфигурацией образует индикаторное сечение "а", соответствующее величине технологически допустимого износа плунжера, Для заполнения внутренних полостей и канала плунжера жидкостью и исключения в них газовых амортизирующих объемов в пробке 11 выполнен канал 13, соединяющий канал 7 с каналом 14, Каналы 7 и 14 ограничены герметичными пробками 15 и

Плунжер штангового насоса работает следующим образом. При выработке плунжером номинального ресурса времени, установленного по максимально допустимому износу плунжера, соответствующему индикаторному сечению "а", мембрана 12 (не разрушаясь полностью и исключая тем самым возникновение заклинивания плунжера остатками ее частей) соединяет полость

8 с внешней полостью плунжера. При ходе

25 а =д — Лд, 30

55 где д — величина износа плунжера, соответ.ствующая максимально допустимой величине утечек;

Лд — зазор между плунжером и цилиндром, соответствующий величине принятой посадки.

Величину д определяют по максимально допустимым утечкам и параметрам эксплуатации насоса (Справочная книга по добыче нефти. Ш.К.Гимэтудинов, M., Недра, 1974, с, 258). / Ц

0,00497 л D g Н где q — максимально допустимые утечки, м /сут„ ! — длина плунжера, м„

v — кинематическэя вязкость добываемой жидкости, см /c;

0 — диаметр плунжера, см.;

g — ускорение свободного падения, см /c;

Н вЂ” высота подъема жидкости, м.

Формула изобретения

1. Плунжер штэнгового глубинного насоса с самоуплотняющимися манжетами. установленными в кольцевых пазах, сообщающихся с полостью плунжера при помощи канала, отличающийся тем, что, с целью увеличения срока службы, канал. сообщающий полость паза с полостью плунжера, перекрыт пробкой, установленной с плунжера вверх давление во внутренней полости 10 устанавливается выше, чем давле-. ние с внешней стороны, за счет утечек, Под действием этого давления пробка 11 перемещается в сторону мембраны и внутренняя полость 10 соединяется через канал 9, полость 8 и канал 7 с кольцевыми пазами 4.

При этом вступают в работу самоуплотняющиеся манжеты 5 и кольца 6.

При ходе плунжера вверх под действием давления столба жидкости манжеты 5 растягиваются и раздвигают кольца 6, которые герметиэируют плунжер. Относительно малое сечение манжет 5 и наличие в кольцах

6 раздвижных замков обеспечивают максимальную величину диаметрального увеличения; компенсирующего износ, Для исключения несанкционированного перемещения пробки 11 полость 8 и каналы 7 и 14 заполнены дегазированной жидкостью, например силиконовым маслом.

Индикаторное сечение "а" мембраны 12 определяют иэ соотношение

10 возможностью осевого перемещения в полости, выполненной в теле плунжера, при этом последняя с одного торца пробки выведена в полость плунжера. а с другого торца перекрыта закрепленной на внешней поверхности плунжера мембраной, отделяющей ее от внешней среды, и заполнена жидкостью.

2 Плунжер по и 1 о т л и ч а ю щ и йс я тем, что толщина индикаторногD сечения мембраны соответствует величине технологически допустимого йзноса плунжера.

5 3. Плунжер поп.1 или2, отлича юшийся тем, что в пробке выполнен канал для сообщения полости, ограниченной мембраной, с полостью кольцевого паза.

Составитель В,Афанасьев

Техред M.Mopãåíòýë Корректор С,Лисина

Редактор А.3 робок

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 3075 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Штанговые глубинные насосы (ШГН). Насосы вставные. Конструкции, области применения, коэффициент подачи насоса

Штанговые глубинные насосы (ШГН) - это насосы, погружаемые значительно ниже уровня жидкости, которую планируется перекачать. Глубина погружения в скважину позволяет обеспечить не только стабильный подъём нефти с большой глубины, но и отличное охлаждение самого насоса. Также подобные насосы позволяют поднимать нефть с высоким процентным содержанием газа.

Штанговые насосы отличаются тем, что привод в них осуществляется за счёт независимого двигателя, находящегося на поверхности жидкости, при помощи механической связи, собственно, штанги. Если используется гидродвигатель, то источником энергии является та же перекачиваемая жидкость, подаваемая в насос под высоким давлением. Независимый двигатель в этом случае устанавливается на поверхности. Штанговые скважинные насосы объёмного типа применяются для поднятия нефти из скважин.

ШГН предназначены для откачивания из скважин жидкостей с температурой не более 130 градусов, обводненностью не более 99% по объему, вязкостью до 0,3 Па*с, содержанием механических примесей до 350мг/л, свободного газа на приеме не более 25%.

Штанговый насос состоит из цельного неподвижного цилиндра, подвижного плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей.

В скважину на колонне подъемных труб спускают плунжерный насос, состоящий из цилиндрического корпуса 1 (цилиндра), внутри которого имеется пустотелый поршень 2 (плунжер). В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан 3. В нижней части неподвижного цилиндра устанавливается всасывающий клапан 4. Плунжер подвешен на колонне насосных штанг 5, которые передают ему возвратно- поступательное движение от специального механизма (станка-качалки), установленного на поверхности.

Добыча нефти при помощи штанговых насосов - самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

• · обладают высоким коэффициентом полезного действия;
• · проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;
• · для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;
• · установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Глубинный штанговый насос в простейшем виде состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

Рис. 5

Такие насосы опускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее смонтированного в спускаемых в скважину насосных трубах. В результате для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в скважине. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых на спускоподъемные операции при подземном ремонте, затрачивается много времени.

Насос скважинный вставной НСВ1 (рис. 5) состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера 6 и замковой опоры 4. Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет закрепленный наглухо всасывающий клапан, а на верхнем конце конус 3, который служит опорой насоса.

Плунжер 6 подвешивается к колонне штанг при помощи штока 1, конец которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами. С целью уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Насос в скважине устанавливается на замковой опоре 4, предварительно спущенной на насосных трубах 2, на нижнем конце которых смонтирована направляющая труба 7. Спущенный и укрепленный в замковой опоре вставной насос работает, как обычный трубный насос.

Цилиндры трубных насосов собираются из чугунных втулок длиной 300 мм, а вставных насосов -- из стальных втулок такой же длины. В зависимости от длины хода плунжера число втулок в цилиндре составляет от 6 до 17.

Плунжеры штанговых насосов изготовляют длиной 1200--1500 мм из цельнотянутых бесшовных стальных труб. Наружная поверхность плунжера шлифуется, хромируется для повышения износостойкости и затем полируется. На обоих концах плунжера нарезана внутренняя резьба для присоединения клапанов или переводников.

Клапаны насосов. В штанговых насосах применяют шариковые клапаны с одним шариком -- со сферической фаской седла и двумя шариками -- со ступенчато-конусной.

Для передачи движения от станка-качалки к плунжеру насоса предназначены насосные штанги -- стальные стержни круглого сечения длиной 8 м, диаметрами 16, 19, 22 или 25 мм, соединяемые с помощью муфт.

Условия эксплуатации штанг определяют повышенные требования к их прочности, поэтому для изготовления штанг применяют сталь высокого качества.

Подача насосной установки. Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерывной работе, называется его подачей.

Фактическая подача насоса почти всегда меньше теоретической и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его подача может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической подачи насоса к теоретической называется коэффициентом подачи насоса . Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его подачу.

Работа штанговой установки считается удовлетворительной, если коэффициент подачи ее не меньше 0,5--0,6.

Эксплуатация скважин в осложненных условиях.

Многие скважины эксплуатируются в осложненных условиях, например: из пласта в скважину вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа; из пласта выносится песок; в. насосе и трубах откладывается парафин.

Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

Разработаны различные технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу насосной установки, которые включают: использование насосов с уменьшенным вредным пространством; удлинение длины хода плунжера; увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине; отсасывание газа из затрубного пространства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Для предохранения насоса от вредного влияния песка: ограничивают отбор жидкости из скважины; применяют насосы с плунжерами специальных типов (с канавками, типа «пескобрей»); применяют трубчатые штанги и др.

Рис. 6

Защитные приспособления на приеме насоса. Все мероприятия режимного и технологического характера по снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособлений у приема насоса -- газовых, песочных якорей или комбинированных газопесочных якорей.

Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 6. Этот якорь состоит из двух камер -- газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, ав нижней -- рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру 4 , где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу 6 направляется в песочную камеру 7, отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубку 3 на прием насоса 2 .

В зависимости от количества песка, поступающего с нефтью при добыче, выбирают длину корпуса песочной камеры.

Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штангами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42, 48 мм.

Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоединяют к плунжеру с помощью специальных переводников.

Предотвращение отложений парафина. При добыче парафинистой нефти в скважинах возникают осложнения, вызванные отложением парафина на стенках подъемных труб и в узлах насоса.

Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают площадь кольцевого пространства, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости.

По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

При добыче нефти с большим содержанием парафина обычно применяют методы устранения отложений парафина, при которых не требуются остановка скважины и подъем труб на поверхность:

• 1) очистка труб механическими скребками различной конструкции, установленными на колонне штанг;
• 2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство;
• 3) нагрев подъемных труб электрическим током -- электродепарафинизация.

В настоящее время при насосной эксплуатации широко применяют насосно-компрессорные трубы, футерованные стеклом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.

Глубинные штанговые насосы бывают с нижним или верхним манжетным креплением и могут быть с механическим креплением в верхней или нижней части. Штанговые глубинные насосы обладают рядом достоинств, в который входят: простота конструкции, возможность откачки жидкости из нефтяных скважин, в случае если иные способы эксплуатации неприемлемы. Подобные насосы способны работать на очень большой глубине, и обладают простотой процесса регулировки. Также к достоинствам стоит отнести механизацию процесса откачки и простоту в обслуживании установки.

Преимущества штанговых глубинных насосов

• · Обладают высоким коэффициентом полезного действия;
• · Для первичных двигателей могут быть использованы самые разнообразные приводы;
• · Проведение ремонта непосредственно на месте выкачки нефти;
• · Установки штанговых глубинных насосов могут производиться в усложненных условиях добычи нефти - в скважинах с наличием мелкодисперсного песка, при наличии парафина в добываемом продукте, при высоком газовом факторе, при откачке различных коррозийных жидкостей.

Характеристики штанговых глубинных насосов

• · Обводнённость - до 99%;
• · Температура - до 130 С;
• · Работа при содержании механических примесей до 1,3 г/литр;
• · Работа при содержании сероводорода - до 50 мг/литр;
• · Минерализация воды - до 10 г/литр;
• · Показатели pH - от 4 до 8.

Добыча нефти с применением скважинных штанговых насосов - один самых распространённых способов добычи нефти. Это не удивительно, простота и эффективность работы сочетаются в ШГН с высочайшей надёжностью. Более 2/3 действующих скважин используют установки с ШГН.

Для заказа штангового глубинного насоса необходимо заполнить опросный лист либо обратиться к нашим специалистам, заполнив форму в правой части страницы или позвонив по указанным контактным телефонам.

ШГУ включает:

• а) наземное оборудование -- станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;
• б) подземное оборудование -- насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рис. 1

Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 , насосно-компрессорных труб 3 , подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6 , сальникового штока 7 , станка качалки 9 , фундамента 10 и тройника 5 . На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1 .

СТАНКИ-КАЧАЛКИ

Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Рисунок 2 Станок-качалка типа СКД 1 -- подвеска устьевого штока; 2 -- балансир с опорой; 3 -- стойка; 4 -- шатун; 5 -- кривошип; 6 -- редуктор; 7 -- ведомый шкив; 8 -- ремень; 9 -- электродвигатель; 10 -- ведущий шкив; 11 -- ограждение; 12 -- поворотная плита; 13 -- рама; 14 -- противовес; 15 -- траверса; 16 -- тормоз; 17 -- канатная подвеска

Основные узлы станка-качалки -- рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рисунок 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока -- 7 на рисунке 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД, основные характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1

Станок_качалка	Число ходов балансира, мин.	Масса, кг	Редуктор
СКД3 -- 1.5-710
СКД4 -- 21-1400
СКД6 -- 25-2800
СКД8 -- 3.0-4000
СКД10 -- 3.5-5600
СКД12 --3.0-5600

В шифре, например, СКД8 -- 3.0-4000, указано Д -- дезаксиальный; 8 -- наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 -- наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 -- наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10 -2 кН*м.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП -- 114.00.000, разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз».

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример -- передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».

ШТАНГИ НАСОСНЫЕ (ШН)

ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рисунок 16). Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные -- 1000 - 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.

Рисунок 5 Насосная штанга

Шифр штанг -- ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей -- сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рисунок 6) -- для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП -- для соединения штанг разного диаметра.

Рисунок 6 Соединительная муфта а -- исполнение I; б -- исполнение II

Для соединения штанг применяются муфты -- МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).

АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосноориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 80 кгс/мм 2 . Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000 ё 11000 мм.

Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18 ё 20 %, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги «Кород».

Скважинные насосы типа НВ1 выпускают шести исполнений:

НВ1С -- вставной с замком наверху, составным втулочным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б -- вставной с замком наверху, цельным (безвтулочным) цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1Б И -- то же абразиовостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БТ И -- то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НВ1БД1 -- вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

НВ1БД2 -- вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения:

НВ2Б -- вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде (рисунок 8).

Рисунок 8 Скважинный штанговый насос исполнения НВ2Б 1 -- защитный клапан; 2 -- упор; 3 -- шток; 4 -- контргайка; 5 -- цилиндр; 6 -- клетка плунжера; 7 -- плунжер; 8 -- нагнетательный клапан; 9 -- всасывающий клапан; 10 -- упорный ниппель с конусом

Варианты крепления насосов приведены на рисунке 11.