Устьевое оборудование ШСНУ

Технические характеристики устьевого оборудования

Она состоит ( рис. 4.45 ) из устьевого патрубка с отборником проб 6, угловых вентилей 5, 8, 9 и перепускного клапана 10.

Устьевой патрубок 4 имеет два отвода с угловыми вентилями 8 и 9. Угловой вентиль 9 и его отвод предназначен для регулирования давления в затрубном пространстве и проведения различных технологических операций, связанных с ремонтом и профилактикой скважины.

Угловые вентили 5 и 8 перекрывают потоки нефти. К угловому вентилю 8 крепится быстросборная муфта 7, позволяющая быстро отсоединить выкидную линию и освободить пространство у скважины для проведения работ при ремонте и исследовании скважины.

Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.

Корпус трубной головки имеет отверстие 1 для выполнения исследовательских работ.

Продукция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески. Для снижения давления в затрубном пространстве путем перепуска продукции в трубную часть предусмотрен перепускной клапан 10.

Самоустанавливающийся сальник СУС1 ( рис. 4.46, а ) состоит из шаровой головки 9 с помещенными в ней нижней 2 и верхней втулками с вкладышами 3 и 10 из прессованной древесины и уплотнительной набивки 8. На верхнюю часть шаровой головки навинчивается крышка 12 с двумя скобами, которыми подтягивается уплотнительная набивка.

В верхней части крышки головки над грундбуксой 11 имеется кольцевой резервуарчик, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока, набивки и вкладышей. Для надежного уплотнения шаровой головки предусмотрено уплотнительное кольцо 5.

Два стопора 4 в нижней части шаровой головки не позволяют ей проворачиваться вокруг своей оси при затяжке крышки.

Шаровая головка крепится к тройнику 1 двумя откидными болтами 14, укрепленными на тройнике пальцами 15, которые входят в проушины болтов. Тройник снабжен быстроразборным соединением для подсоединения к выкидной линии.

Устьевой сальник СУС2 (рис. 4.46, б) в отличие от сальника СУС1 имеет вторую камеру, включающую шаровую головку с помещенными в ней уплотнительной набивкой и промежуточной втулкой с вкладышами и двумя резиновыми кольцами.

При этом основная уплотнительная набивка помещена в корпусе, который навинчен на резьбу шаровой головки. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные верхние уплотнительные элементы на скважине. Изношенные направляющие втулки, необходимо заменять при текущем ремонте скважин, когда устьевой сальник вместе со штоком находится на мостках.

Перед установкой устьевого сальника на устье скважины вкладыши растачивают под соответствующий диаметр сальникового штока. Сальниковый шток желательно вставлять в устьевой сальник в горизонтальном положении на мостках. Можно устанавливать устьевой сальник тогда, когда шток находится в скважине. При этом используют зажим, устанавливаемый на сальниковом штоке.

При установке устьевых сальников на устье все резиновые кольца и уплотнительные набивки необходимо смазывать густой смазкой.

При потере герметичности в шаровой опоре или при ее заклинивании разбирать шаровую крышку и отделять головку от тройника можно только в мастерской. После разборки шаровой крышки и шаровой головки рабочие поверхности шарнира должны быть тщательно очищены. При потере герметичности в шаровой опоре заменяют уплотнительное кольцо.

Источник

Вопрос 4.32. Устьевое оборудование ШСНУ

Арматура устьевая АУШ-65/50г14 предназначена для герметиза­ции устья скважин, эксплуатируемых штанговыми скважинными насосами.

Она состоит (рис. 4.45) из устьевого патрубка с отборником проб 6, угловых вентилей 5, 8,9 и перепускного клапана 10.

Устьевой патрубок 4 имеет два отвода с угловыми вентилями 8 и 9. Угловой вентиль 9 и его отвод предназначен для регулирования дав­ления в затрубном пространстве и проведения различных техноло­гических операций, связанных с ремонтом и профилактикой сква­жины.

Угловые вентили 5 и 8 перекрывают потоки нефти. К угловому вентилю 8 крепится быстросборная муфта 7, позволяющая быстро отсоединить выкидную линию и освободить пространство у скважи­ны для проведения работ при ремонте и исследовании скважины.

Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных систе­мах сбора нефти и газа.

Корпус трубной головки имеет отверстие 1 для выполне­ния исследовательских работ.

Самоустанавливающийся сальник СУС1 (рис. 4.46, а) со­стоит из шаровой головки 9 с помещенными в ней нижней 2 и верхней втулками с вкладыша­ми 3 и 10 из прессованной дре­весины и уплотнительной на­бивки 8. На верхнюю часть ша­ровой головки навинчивается крышка 12 с двумя скобами, ко­торыми подтягивается уплотни-тельная набивка.

В верхней части крышки го­ловки над грундбуксой 11 имеет­ся кольцевой резервуарчик, слу­жащий для смазки трущихся по­верхностей сальникового штока, набивки и вкладышей. Для надежного уплотнения шаровой головки предусмотрено уплотнительное кольцо 5. Два стопора 4 в нижней части шаровой головки не позволяют ей проворачиваться вокруг своей оси при затяжке крышки.

Шаровая головка крепится к тройнику 1 двумя откидными бол­тами 14, укрепленными на тройнике пальцами 15, которые входят в проушины болтов. Тройник снабжен быстроразборным соединени­ем для подсоединения к выкидной линии

Рис. 4.46. Устьевой самоустанавливающийся сальник:

Устьевой сальник СУС2 (рис. 4.46,6) в отличие от сальника СУС1 имеет вторую камеру, включающую шаровую головку с помещенны­ми в ней уплотнительной набивкой и промежуточной втулкой с вкла­дышами и двумя резиновыми кольцами.

При этом основная уплотнительная набивка помещена в корпусе, который навинчен на резьбу шаровой головки. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные верхние уплотнительные элементы на скважине. Изношенные направляющие втулки, необходимо заменять при текущем ремонте скважин, когда устьевой сальник вместе со штоком находится на мостках.

Перед установкой устьевого сальника на устье скважины вкла­дыши растачивают под соответствующий диаметр сальникового што­ка. Сальниковый шток желательно вставлять в устьевой сальник в горизонтальном положении на мостках. Можно устанавливать ус­тьевой сальник тогда, когда шток находится в скважине. При этом используют зажим, устанавливаемый на сальниковом штоке.

При установке устьевых сальников на устье все резиновые коль­ца и уплотнительные набивки необходимо смазывать густой смазкой.

При потере герметичности в шаровой опоре или при ее заклини­вании разбирать шаровую крышку и отделять головку от тройника можно только в мастерской. После разборки шаровой крышки и ша­ровой головки рабочие поверхности шарнира должны быть тщатель­но очищены. При потере герметичности в шаровой опоре заменяют уплотнительное кольцо.

Источник

Самоустанавливающийся устьевой сальник

Отличительная особенность сальника – наличие пространственного шарнира между головкой сальника (содержащей уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное соединение, обеспечивая самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины, ис­ключает односторонний износ набивки, увеличивает срок службы сальника, одновременно облегчает смену набивки.

Рис. 88. Устьевой самоустанавливающийся сальник:

а – СУС1; б – СУС2; 1 – тройник; 2 – втулка нижняя; 3 – вкладыш; 4 – стопор;

5 – кольцо уплотнительное; 6 – манжетодержатель; 7 – крышка шаровая;

8 – уплотнительная набивка; 9 – головка шаровая; 10 – вкладыш; 11 – грундбукса;

12 – крышка головки; 13 – гайка; 14 – болт откидной; 15 – палец; 16 – шплинт;

17 – гайка накидная; 18 – ниппель; 19 – наконечник; 20 – сальниковый шток

Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обе­спечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.

Устьевые сальники изготавливаются двух типов: СУС1 – с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим уровнем и без газопрояв­лений); СУС2 – с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с газопроявлениями).

Самоустанавливающийся сальник СУС1 состоит из шаровой головки (9) с помещенными в ней нижней (2) и верхней втулками с вкладышами (3) и (10) из прессованной древесины и уплотнительной набивки (8). На верх­нюю часть шаровой головки навинчивается крышка (12) с двумя скобами, которыми подтягивается уплотнительная набивка.

В верхней части крышки головки над грундбуксой (11) имеется кольце­вой резервуар, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока, набивки и вкладышей. Для надежного уплотнения шаровой головки предусмотрено уплотнительное кольцо (5). Два стопора (4) в нижней части шаровой головки не позволяют ей проворачиваться вокруг своей оси при затяжке крышки. Шаровая головка крепится к тройнику (1) двумя откидными болтами (14), укрепленными на тройнике пальцами (15), которые входят в проушины болтов. Тройник снабжен быстроразборным соединением для подсоединения к выкидной линии.

Устьевой сальник СУС2 в отличие от сальника СУС1 имеет вторую камеру, включающую шаровую головку с помещенными в ней уплотнительной набивкой и промежуточной втулкой с вкладышами и двумя резиновыми кольцами.

При этом основная уплотнительная набивка помещена в корпусе, который навинчен на резьбу шаровой головки. Устьевой сальник с двойным уплотне­нием позволяет заменять изношенные верхние уплотнительные элементы на скважине. Изношенные направляющие втулки, необходимо заменять при текущем ремонте скважин, когда устьевой сальник вместе со штоком находится на мостках. Перед установкой устьевого сальника на устье сква­жины вкладыши растачивают под соответствующий диаметр сальникового штока. При установке устьевых сальников на устье все резиновые кольца и уплотнительные набивки необходимо смазывать густой смазкой.

При потере герметичности в шаровой опоре или при ее заклинивании разбирать шаровую крышку и отделять головку от тройника можно только в мастерской. После разборки шаровой крышки и шаровой головки рабо­чие поверхности шарнира должны быть тщательно очищены. При потере герметичности в шаровой опоре заменяют уплотнительное кольцо.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Устьевое оборудование при эксплуатации скважин ШСН

Арматура устьевая АУШ-65/50г14 предназначена для герметизации устья скважин, эксплуатируемых штанговыми скважинными насосами.

Она состоит (рис. 4.45) из устьевого патрубка с отборником проб 6, угловых вентилей 5, 8, 9 и перепускного клапана 10.

Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник типа СУС1 или СУС2 (рис. 14).

Рис. 14. Устьевой сальник типа СУС1:

Устьевой патрубок 4 имеет два отвода с угловыми вентилями 8 и 9. Угловой вентиль 9 и его отвод предназначен для регулирования давления в затрубном пространстве и проведения различных технологических операций, связанных с ремонтом и профилактикой скважины.

Угловые вентили 5 и 8 перекрывают потоки нефти. К угловому вентилю 8 крепится быстросборная муфта 7, позволяющая быстро отсоединить выкидную линию и освободить пространство у скважины для проведения работ при ремонте и исследовании скважины.

Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.

Корпус трубной головки имеет отверстие 1 для выполнения исследовательских работ.

Продукция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески. Для снижения давления в затрубном пространстве путем перепуска продукции в трубную часть предусмотрен перепускной клапан 10.

Самоустанавливающийся сальник СУС1 (рис. 4.46, а) состоит из шаровой головки 9 с помещенными в ней нижней 2 и верхней втулками с вкладышами 3 и 10 из прессованной древесины и уплотнительной набивки 8. На верхнюю часть шаровой головки навинчивается крышка 12 с двумя скобами, которыми подтягивается уплотнительная набивка.

САЛЬНИК УСТЬЕВОЙ

Предназначен для уплотнения сальникового штока скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами.

В верхней части крышки головки над грундбуксой 11 имеется кольцевой резервуарчик, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока, набивки и вкладышей. Для надежного уплотнения шаровой головки предусмотрено уплотнительное кольцо 5.

Два стопора 4 в нижней части шаровой головки не позволяют ей проворачиваться вокруг своей оси при затяжке крышки.

Шаровая головка крепится к тройнику 1 двумя откидными болтами 14, укрепленными на тройнике пальцами 15, которые входят в проушины болтов. Тройник снабжен быстроразборным соединением для подсоединения к выкидной линии.

Устьевой сальник СУС2 (рис. 4.46, б) в отличие от сальника СУС1 имеет вторую камеру, включающую шаровую головку с помещенными в ней уплотнительной набивкой и промежуточной втулкой с вкладышами и двумя резиновыми кольцами.

При этом основная уплотнительная набивка помещена в корпусе, который навинчен на резьбу шаровой головки. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные верхние уплотнительные элементы на скважине. Изношенные направляющие втулки, необходимо заменять при текущем ремонте скважин, когда устьевой сальник вместе со штоком находится на мостках.

Перед установкой устьевого сальника на устье скважины вкладыши растачивают под соответствующий диаметр сальникового штока. Сальниковый шток желательно вставлять в устьевой сальник в горизонтальном положении на мостках. Можно устанавливать устьевой сальник тогда, когда шток находится в скважине. При этом используют зажим, устанавливаемый на сальниковом штоке.

При установке устьевых сальников на устье все резиновые кольца и уплотнительные набивки необходимо смазывать густой смазкой.

При потере герметичности в шаровой опоре или при ее заклинивании разбирать шаровую крышку и отделять головку от тройника можно только в мастерской. После разборки шаровой крышки и шаровой головки рабочие поверхности шарнира должны быть тщательно очищены. При потере герметичности в шаровой опоре заменяют уплотнительное кольцо.

После установки балансира в крайнем верхнем положении на устьевом штоке закрепляют штанговый зажим, отсоединяют ка­натную подвеску от штока и опускают колонну штанг до тех пор, пока штанговый зажим не сядет на крышку устьевого сальника. После этого, захватив нижний конец балансира канатным штропом, поднимают головку и плавно укладывают ее тыльной частью на верхнюю полку балансира, где она находится в течение всего ремонта.

Новые станки-качалки имеют поворотные головки, которые сна­чала приподнимают с помощью талевой системы, а затем вруч­ную с помощью вспомогательного канатика оттягивают влево или вправо.

После разъединения устьевого штока и поворота головки ба­лансира разбирают устьевое оборудование. Если устье оборудовано сальником несамоуплотняющейся конструкции, сначала отсоеди­няют выкидную линию, поднимают устьевой шток и освобождают его от зажима, отодвигают сальник от верхней муфты устьевого фланца и поднимают колонну штанг вместе с сальником до выхо­да очередной штанговой муфты. Под муфту устанавливают штан­говый элеватор, который опирается на торец муфты НКТ. После этого штанговую муфту плавно сажают на элеватор и отвинчива-ют устьевой шток вместе с висящим на нем сальником. Для того чтобы последний не мешал отвинчивать резьбовое соединение пе­ред подъемом устьевого штока, его привязывают канатом малого диаметра к штанговому зажиму.

Отсоединенный устьевой шток вместе с сальником укладыва­ют на мостки, после чего скважина готова к подъему штанг и груб.

При использовании самоуплотняющихся сальников разборка устья упрощается, поскольку отпадает необходимость в разборке бокового отвода

Смена насоса

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкостей с температурой не более 130 °С, обводненностью не более 99 % по объему, вязкостью до 0,3 Па-с, минерализацией воды до 10 г/л, содержанием механических примесей до 3,5 г/л, свободного газа на приеме не более 25 %, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацией ионов водорода рН 4,2-8,0.
Стандарт предусматривает выпуск двух схем штанговых насосов: вставных и невставных. Основное принципиальное их отличие в том, что цилиндр невставного насоса встроен в колонну НКТ и для замены насоса необходим подъем колонны НКТ. Вставной насос опускается в трубы НКТ на штангах и крепится в нужном месте колонны с помощью специального в глубоких скважинах.
Скважинные насосы по ОСТ 26-16-06-86 выпускают следующих типов: НВ1 вставной с замком наверху, НВ2 вставной с замком внизу, НН невставной без ловителя, НН1 невставной с захватным штоком, НН2 невставной с ловителем (рис.).

Цилиндры
Цилиндры могут быть цельными и составными. Цельные цилиндры изготовляют из высокоточных прецизионных труб по импортным (АО «Ижнефтемаш») или отечественным технологиям, как правило заимствованным из технологий ВПК России (АО «Элкамнефтемаш», г. Пермь). В качестве материала цилиндра применяют сталь марки 38Х2МЮА. Внутренняя поверхность цилиндра подвергается азотированию на глубину от 0,3 до 0,5 мм для увеличения твердости и износостойкости. Твердость упрочненного слоя не менее НКС 80 и НВ 1000— 1200. Допуск на непрямолинейность оси цилиндра до 0,01 мм на 1 м длины.
Шероховатость внутренней поверхности цилиндра Кд = 0,32 мкм. На концах цилиндров может быть предусмотрено рифление для захвата ключами при сборке-разборке насоса.
Цилиндры безвтулочного типа (рис. 5.11) получили наибольшее распространение во вставных насосах условным диаметром 29, 32, 38, 44 и 57 мм, с ходом плунжера 1200 и 3500 мм (см. рис. 5.11, а), в невставных насосах условным диаметром от 32 до 95 мм (см. рис. 5.11, б) и вставных насосах условным диаметром от 38 до 57 мм, с ходом плунжера 4500 и 6000 мм (см. рис. 5,11, в).

насоса, склонность к заклиниванию вследствие смещения втулок, возможность утечек по торцам втулок, наличие больших наружных диаметров. Однако они обладают и определенными, лишь им присущими достоинствами: ремонт цилиндра путем замены изношенных втулок, применение при их изготовлении специальных материалов с противозаклинивающими свойствами, позволяющими получить более оптимальную пару плунжер-цилиндр, особенно при откачке обводненной нефти.

Плунжеры
ОСТ 26-16-06-86 предусматривает выпуск плунжера обычного типа (рис. 5.13, а) и пескобрей (рис. 5.13, б). В последней конструкции отсутствует расточка на верхнем конце плунжера, поэтому при работе насоса в скважинах с большим содержанием песка подобный плунжер острой верхней гранью снимает механические примеси с зеркала цилиндра и не допускает их попадания в зазор между плунжером и цилиндром. Длина плунжера составляет 1200, 1500, 1800 мм соответственно для напора 1500, 2000 м и более. Чем длиннее плунжер, тем больший напор развивает насос. Однако, как показал опыт, плунжеры длиной более 1800 мм не получили распространения. В гораздо большей степени развиваемый насосом напор определяется значением зазора между плунжером и цилиндром, о чем более подробно будет сказано ниже.

Работа клапанного узла зависит от соотношения диаметров шарика и седла. Чем больше диаметр проходного отверстия седла клапана, тем меньше гидравлические потери на клапанном узле, что особенно важно при откачке вязких жидкостей. Однако в этом случае возможно залипание шарика в седле за счет упругой деформации последнего, поэтому соотношение диаметра отверстия седла в dотв к диаметру шарика dш строго задано стандартом и установлено равным 0,865. Предусматриваются следующие диаметры шариков: 14,288; 15,875; 17,462; 19,05;
22,225; 23,813; 25,4; 26,988; 28,575; 31,75; 34,925; 38,1; 42,862;
50,8; 53,975; 60,0; 69,85; 73,025 мм.

При смене штангового скважинного насоса (ШСН) после под­готовки устья скважины вначале извлекают колонну штанг. Ес­ли скважину эксплуатировали с помощью вставного насоса, то подъему колонны штанг предшествует срыв насоса с посадочного седла. Для этого на малой скорости поднимают колонну штанг до-тех пор, пока она не растянется на длину, обеспечивающую воз­никновение в ее нижней части усилия, достаточного для преодоле­ния силы замковой пружины. Момент срыва ощущается по изме­нению натяжения колонны штанг и оснастки талевой системы.

При эксплуатации скважины с помощью трубного трехклапанного насоса типа НСН перед его подъемом залавливают седло нагнетательного клапана, для чего колонну опускают вниз до упо­ра и поворачивают ключом по часовой стрелке. После этого на минимальной скорости плавно поднимают элеватор, определяя по нагрузке на крюке, захвачен ловителем клапан или нет. Если захват не произошел, то операцию повторяют, если произошел — плавно поднимают элеватор с колонной штанг, пока клапан не бу­дет стронут с места.

После залавливания клапана колонну штанг поднимают на до­пустимой по технологии максимальной скорости. После подъема всей колонны последнюю штангу вместе с плунжером или встав­ным насосом укладывают на мостки.

Перед подъемом колонны НКТ поднимают посадочную план­шайбу, для чего в нее ввинчивают подъемный патрубок, надевают на него элеватор и поднимают вверх до выхода из скважины пер­вой муфты спущенных труб, под которую подводят элеватор. Зак­рыв элеватор, сажают на него трубы, отвинчивают поднятую с планшайбой трубу и оттаскивают ее в сторону. После этого при­ступают к подъему колонны НКТ в соответствии с технологией, описанной в предыдущем параграфе. Последним из скважины извлекают цилиндр трубного или рубашку вставного насоса с зам­ковой пружиной.

После извлечения насоса готовят к спуску в скважину новый.

Если насос трубный, то начинают со спуска цилиндра, если вставной — то с рубашки с замковой пружиной. При необходимости в насос, установленный в горизонтальном положении, ввинчивают фильтр, предохранительную сетку или газопесочный якорь. Соб­ранный узел захватывают трубным элеватором и осторожно опу­скают в скважину. Посадив элеватор, на верхней стяжной муфте насоса устанавливают цепной ключ.

Далее поднимают с мостков насосно-компрессорную трубу и свинчивают ее с насосом, опускают вместе с ним в скважину и подвешивают на элеваторе, посаженном на фланец тройника.

Для того чтобы убедиться, что при завинчивании трубы не произошло перекоса или смещения втулок, на штангах спускают плунжер и перемещают его вверх-вниз. Если он движется плавно, без рывков и заклинивания, плунжер извлекают и начинают спуск колонны НКТ. Если нет — извлекают трубу с цилиндром и спускают в скважину другой исправный цилиндр.

Колонну труб спускают в соответствии с методикой, описан­ной в предыдущем параграфе. Завершив спуск колонны, монтиру­ют посадочную планшайбу, устанавливают на нее воронку и на­чинают спуск колонны штанг.

В нижней части колонны на первой штанге укрепляют встав­ной насос или плунжер трубного насоса, после чего, захватив ко­лонну штанг элеватором, осторожно опускают во внутреннюю по­лость спущенных НКТ. Колонну штанг спускают в порядке, об­ратном их подъему, по методике, изложенной в § 3 гл. IV. Следу­ет иметь в виду, что не допускается: спуск штанг, изготовленных из сталей разных марок для одноступенчатой гладкой колонны. При спуске ступенчатой колонны длины отдельных ступеней, их диаметры и марки сталей предварительно рассчитываются и под­бираются по специальным таблицам.

Скважину с низким статическим уровнем перед спуском пос­ледней штанги, если ее оборудуют трубным насосом, заливают водой, после этого сажают плунжер в цилиндр насоса и, заловив узел всасывающего клапана, срывают его с седла. Поток жидко­сти промывает штанги, трубы, детали насоса — плунжер, цилиндр посадочное седло, после этого узел клапана сажают на седло, от­соединяют плунжер и заполняют скважину водой.

После спуска колонны штанг вместе со вставным насосом его сажают на посадочное гнездо, полость насосных труб заполняют водой и затем срывают насос с посадочного гнезда. Вода из труб устремляется вниз, промывая колонну штанг и труб, после чего насос повторно сажают на место и заполняют трубы водой.

Выполнив посадку, приступают к установке плунжера в ци­линдре скважинного насоса.

Плунжер в цилиндре насоса устанавливают таким образом, чтобы при нижнем положении головки балансира станка-качалки нижний конец плунжера был удален от верхней точки уз­ла приемного клапана на строго определенную для данной марки насоса и глубины спуска величину. Устанавливают плунжер следующим образом: вместо устьевого штока навинчивают штангу₎ плавно перемещают ее вверх-вниз, определяя нижнее положение^ при котором происходит посадка плунжера на всасывающий кла­пан. Это положение отмечают на штанге, после чего колонну под­нимают, последнюю штангу отвинчивают, измеряют расстояние от метки до муфты и подбирают с помощью укороченных штанг дли­ну, при которой устьевой шток имел бы аналогичные габариты. Длину штанг наиболее удобно подбирать с использованием цанго­вого захвата. Последний крепится к устьевому штоку, захваты­вает штангу, отпиленную на необходимую длину, исключая при этом длительный подбор укороченных штанг.

После сборки устьевого оборудования и соединения устьевого штока с канатной подвеской включают станок-качалку. Оконча­тельно правильность положения плунжера в цилиндре определя­ют с помощью динамографа в процессе эксплуатации. При необ­ходимости положение устьевого штока относительно траверсы под­вески изменяют.

При ремонте скважин, оборудованных трубными насосами, на скважине приходится заменять узлы клапанов. Для извлечения седла и шарика необходимо отвернуть клетку, пользуясь специаль­ным ключом-«звездочкой». Применение каких-либо металлических предметов для ее захвата не допускается, так как может привести к порче ребер клетки.

Источник