Автор: Молчанов Г.В.   Молчанов А.Г.  

Теги: отрасли горной промышленности по виду добываемых минералов, руд, нерудных ископаемых   оборудование   машины   нефтедобывающая промышленность   нефтегазодобыча  

Год: 1984

Похожие

Нефтегазовая энциклопедия Т.2. К-П

Нефтегазовая энциклопедия Т.3. Р-Я

Нефтегазовая энциклопедия Т.1. А-Й

Монтаж обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования

Текст
                    Г.В.МОЛЧАНОВ, А.Г.МОЛЧАНОВ
МАШИНЫ
И ОБОРУДОВАНИЕ
ДЛЯ ДОБЫЧИ
НЕФТИ И ГАЗА
Допущено Министерством высшего и среднего спе-
циального образования СССР в качестве учебника
для студентов вузов по специальности «Машины и
оборудование нефтяных и газовых промыслов»
МОСКВА „НЕДРА” 1984

УДК 622.323 : 002.5(075.8)
Молчанов Г. В., Молчанов А. Г. Машины и оборудование для
добычи нефти и газа. Учебник для вузов.— М.: Недра, 1984, 464 с.
Описаны машниы и оборудование, применяемые при фонтан-
ном и механизированных способах эксплуатации нефтяных и га-
зовых скважин, включая оборудование и механизмы для прове-
дения работ по поддержанию пластового давления, термическому
воздействию иа пласт, закачке в пласт различных химических
реагентов н других работ по интенсификации добычи нефти н
газа, а также для проведения текущего и капитального ремонта
скважин.
Для студентов вузов, обучающихся по специальности «Ма-
шины и оборудование нефтяных и газовых промыслов».
Табл. 11, ил. 213, список лит.— 14 иазв.
Рецензенты:
Кафедра нефтяного оборудования Ивано-Франковского
института нефти и газа,
каид. техи. наук Ю. Г. Абдуллаев (Всесоюзный нефтегазовый
научно-исследовательский институт).
2504030300—277
043(01)—84
193-84
© Издательство «Недра», 1984

Раздел I
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ СКВАЖИНА.
КОМПЛЕКС МАШИН И ОБОРУДОВАНИЯ
ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
Глава I
ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА, КЛАССИФИКАЦИЯ И СОСТАВ
ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
§ 1. Развитие, современное состояние и взаимосвязь
технологии и оборудования для добычи нефти и газа
Нефть и газ превратились в главные источники энергетической
мощи человеческого общества и в важнейший источник химиче-
ского сырья. Обеспеченность государства нефтегазовым сырьем
предопределяет уровень экономического развития страны и
темпы технического прогресса.
Особенностью нефтегазодобывающей промышленности явля-
ются исключительно высокие темпы ее развития, характеризуе-
мые прежде всего количеством ежегодно добываемых нефти
и газа^‘ёсли в начале века добыча нефти в мире составляла
лишь несколько миллионов тонн в год, а газ вообще не добы-
вался, то в 1983 г. добыча нефти превысила 2,7 млрд, т,
а газа — 2-103 млрд, м3 (без социалистических стран)/
В становлении и развитии нефтегазодобывающей промыш-
ленности можно проследить несколько этапов, каждый из кото-
рых отражает постоянное изменение соотношения, с одной сто-
роны, масштабов потребления нефти и газа, а с другой — сте-
пень сложности их добычи.
На первом этапе возникновения нефтедобывающей промыш-
ленности из-за ограниченной потребности в нефти она добыва-
лась из небольшого числа месторождений, разработка которых
не представляла сложности: нефтесодержащие коллекторы рас-
полагались на очень малой глубине — иногда лишь в несколько
десятков метров, а добываемая нефть, как правило, отличалась
малой вязкостью, отсутствием агрессивных сред и воды. Основ-
ным способом подъема нефти на поверхность был самый про-
стой — фонтанный. Предельно простыми были и технология
сбора, хранения и транспортирования нефти. Соответственно
.примитивным было и оборудование, применявшееся для до-
бычи нефти. На этом этапе газ не добывался, а попутный (неф-
тяной) газ не использовался.
На втором этапе потребность в нефти значительно увеличи-
ла сь, а условия добычи усложнились, возникла необходимость
в добыче нефти из коллекторов, расположенных на больших
1*
3

глубинах, измеряемых не десятками, а сотнями метров, из ме-
сторождений с более сложными геологическими условиями. Воз-
никла проблема эффективного подъема нефти по скважине
после окончания фонтанирования и целый ряд других проблем,
таких, как обеспечение внутрипромыслового сбора, перекачки,
сепарации, очистки, хранения, транспорта. Для этого были раз-
работаны технологии подъема жидкости по скважине газлифт-
ным и насосным способами, технологии сбора и сепарации
нефти, а для осуществления этих технологий началось создание
и внедрение совершенно новых видов техники — машин и обо-
рудования для разработки нефтяных месторождений и добычи
нефти. На этом же этапе началась утилизация нефтяного газа.
Было создано и внедрено оборудование для эксплуатации сква-
жин фонтанным способом, оборудование для газлифтной экс-
плуатации скважин с мощными компрессорными станциями,
установки для эксплуатации скважин штанговыми и бесштан-
говыми насосами, оборудование для сбора, перекачки, разделе-
ния продукции скважин. Постепенно начало складываться неф-
тяное машиностроение.
у Появление и массовое внедрение ДВС в автомобильном
транспорте, на судах, тепловозах, развитие авиации, освоение
производства смазочных масел на нефтяной основе и, наконец,
возникновение нефтехимии, превратившей нефть, а затем и газ
из сырья для топлива, горючего и масел также и в сырье для
химической промышленности, привели к новому этапу разви-
тия нефтегазодобывающей промышленности, связанному с резко
возросшей потребностью в нефти во всем мире. Одновременно
возникла быстрорастущая потребность в газе, что привело
к формированию газодобывающей промышленности, в основ-
ном на базе газовых и газоконденсатных месторождений. На-
ряду с нефтью газ также стал превращаться в важнейший ис-
точник топлива и сырья для химической переработки. На этом
этапе промышленно развитые страны начали развивать топлив-
но-энергетические отрасли и химию за счет преимущественного
развития нефтегазовой промышленности, что позволило значи-
тельно ускорить темпы технического прогресса в этих странах
в целом. В результате, например, в Советском Союзе, к 1980 г.
доли нефти и газа в топливно-энергетическом балансе соста-
вили соответственно 44 и 26%, доля угля сократилась до 24 %,
а атомных и гидроэлектростанций достигла лишь 4
4 Многократно возросшая потребность в нефти и газе привела
на этом этапе к вовлечению в разработку глубокозалегающих
нефтяных и газовых месторождений с нефтями высокой вязко-
сти, с большим содержанием агрессивных сред, со значитель-
ным количеством воды, в новых отдаленных регионах, часто
с неблагоприятными условиями для работы и сложными геоло-
гическими условиями. Таким образом, данный этап характери-
зуется резким усложнением добычи нефти и газа. В современ-
ных условиях для добычи нефти и газа в нужных количествах
4

стало необходимым разрабатывать и внедрять принципиально
новые технологические процессы, для чего создаются машины
и оборудование, без которых эффективная разработка таких
месторождений вообще невозможна. Были разработаны техно-
логии форсированного отбора жидкости, эксплуатации глубо-
ких скважин, более совершенного разделения добытой пласто-
вой жидкости и газа, деэмульгирования, обессоливания, обезво-
живания нефти и газа, а для интенсификации добычи и более
полного извлечения запасов нефти — технологические процессы
по обработке призабойных зон пласта и воздействию на пласты
в целом. Были разработаны технологические процессы увеличе-
ния проницаемости пласта, снижения вязкости пластовой жид-
кости, поддержания и восстановления пластового давления.
Необходимость реализации новых технологий, получивших
массовое применение, обусловила создание и столь же массовое
внедрение большого числа типов и типоразмеров совершенно
новых видов машин и оборудования, без которых осуществле-
ние этих технологий невозможно. Появились новые и резко ус-
ложнились созданные комплексы оборудования для эксплуата-
ции нефтяных и газовых скважин. Созданы и широко внедрены
комплексы оборудования для поддержания пластового давле-
ния, воздействия на пласт, интенсификации добычи нефти и уве-
личения нефтеотдачи пластов.
и Оснащение нефтяных и газовых промыслов большим числом
разных машин и оборудования непосредственно для добычи
нефти или газа в свою очередь привело к необходимости созда-
ния служб обеспечения работоспособности этих машин и обо-
рудования, бесперебойности их функционирования, а следова-
тельно, к необходимости снабжения и этих служб также соот-
ветствующими машинами и оборудованием. Были созданы и
внедрены комплексы сложных машин, оборудования, инстру-
ментов для ремонта и обслуживания оборудования скважин и
средств их эксплуатации. В результате современный нефтегазо-
вый промысел превратился в объект, чрезвычайно насыщенный
техникой, в объект автоматизированного управления и регули-
рования, позволяющий комплексно выполнять десятки сложных
взаимосвязанных технологических процессов.^
По количеству, сложности, разнообразию применяемых тех-
нологических процессов, машин и оборудования для их осу-
ществления, по динамике их совершенствования и внедрению
новых нефтегазодобывающая промышленность заняла ведущее
место среди других отраслей современной промышленности. Не-
прерывное увеличение номенклатуры, количества машин и обо-
рудования для добычи, их специфика привели к формированию
новой отрасли промышленности — нефтегазового машинострое-
ния. В сложившихся условиях эта отрасль имеет решающее
значение, а от того, насколько она эффективна, полностью за-
висит функционирование нефтегазодобывающей промышлен-
ности.
5

" Таковы особенности современного этапа развития нефтега-
зодобывающей промышленности, которая характеризуется
также постепенной дифференциацией на ряд по существу под-
отраслей, каждой из которых свойственна своя специфика как
по организационной структуре, так и по используемой технике
и масштабы которых сопоставимы с некоторыми отраслями про-
мышленности. К таким образовавшимся в последние годы под-
отраслям, кроме поисково-разведочных работ на нефть и газ и
буровых работ, можно отнести эксплуатацию скважин, про-
цессы подготовки пластовой жидкости и газа, процессы теку-
щего и капитального ремонта скважин, т. е. целую группу про-
цессов, для выполнения которых применяется специальное обо-
рудование, обычно называемое машинами и оборудованием для
добычи нефти и газа.
Специфика, своеобразие этого вида современной техники
обусловлены спецификой технологических процессов и опера-
ций, для выполнения которых она предназначена, процессов,
как отмечалось, свойственных только нефтегазодобывающей
промышленности.
Одновременно с созданием нефтегазодобывающей промыш-
ленности и нефтегазопромыслового машиностроения, обеспечи-
вающего ее машинами и оборудованием для добычи нефти и
газа, формировалась и наука в области их создания. К настоя-
щему времени она превратилась в самостоятельную область
технических наук, от развития которой зависят дальнейшее по-
вышение эффективности существующего комплекса машин и
оборудования и создание новых технических средств добычи
нефти и газа, а следовательно, и эффективности добычи нефти
и газа.
Наличие природных ресурсов, а главное — социалистическая
форма производства позволили Советскому Союзу в истори-
чески короткий срок создать современную нефтегазодобываю-
щую промышленность, базирующуюся на отечественном маши-
ностроении, обеспечивающем ее необходимым комплексом ма-
шин и оборудования для добычи нефти и газа. Это стало
возможным в результате создания отечественного нефтегазо-
промыслового машиностроения, развития отечественной науки
и техники в области нефтегазовых машин и оборудования. ’
Дальнейшее развитие нефтегазодобывающей промышленно-
сти связано с новым этапом, главными особенностями которого
являются необходимость вовлечения в разработку все большего
числа мелких месторождений, месторождений со значительными
глубинами скважин, месторождений с высоковязкими нефтями,
с нефтями, насыщенными агрессивными средами. Оно связано
со все большим освоением месторождений на Крайнем Севере.
Для развития отрасли на этом этапе решающее значение при-
обретают резкое увеличение нефтегазоотдачи пластов и дораз-
работка многочисленных истощенных и разрабатываемых в на-
стоящее время месторождений. ,
6

Все это может быть осуществлено лишь при условии обес-
печения нефтегазодобывающей промышленности машинами и
оборудованием необходимой номенклатуры, с нужными пара-
метрами и характеристиками, высоконадежных и в необходи-
мом количестве. Особо важное значение приобретает повыше-
ние эффективности использования существующего парка машин
и оборудования, изучению которых посвящен учебник.
§ 2. Функциональная схема комплекса машин и оборудования
для добычи нефти и газа
Нефтегазовые, газовые или газоконденсатные месторождения
разрабатывают и эксплуатируют с помощью машин, оборудо-
вания, сооружений, аппаратов, инструментов и механизмов,
функционирование которых взаимосвязано между собой и
с функционированием объекта разработки и эксплуатации —
нефтяным, нефтегазовым или газовым или газоконденсатным
пластом или несколькими пластами месторождения.
Таким образом, то, что обычно принято называть нефтяным
или газовым промыслом, следует рассматривать как единую си-
стему, сочетающую в себе как геологическое образование, так
и комплекс инженерных средств. Важнейшей задачей эффек-
тивной работы одного или группы промыслов является синхро-
низация функционирования комплекса инженерных средств и
объекта разработки и эксплуатации, что обеспечивается техни-
ческим и административным управлением и всем персоналом
промысла с привлечением необходимых средств автоматизации
и регулирования и, в частности, АСУ. Поэтому кроме машин
и оборудования, эта система содержит и средства измерений ре-
гулирования, автоматизации и вычислительную технику
(рис. 1.1).
Нефтегазовая залежь, условно показанная в виде антикли-
нальной структуры, содержит нефть, подпираемую по крыльям
структуры пластовой водой, а в сводовой части — газовую
шапку. Пласт эксплуатируют скважинами, часть которых,
обычно называемых нефтяными, служит для извлечения пла-
стовой жидкости из пласта, а часть — для нагнетания в пласт
воды и газа (в шапку). Этот комплекс скважин — важней-
ший. Для подъема по скважине добываемой пластовой жид-
кости используют комплекс другого оборудования — оборудо-
вания для эксплуатации скважин. Пластовую жидкость, со-
держащую кроме нефти воду, газ, механические примеси,
с помощью системы сбора собирают и разделяют на нефть,
воду, газ и другие компоненты, после чего нефть обессоливают,
обезвоживают и как товарную направляют потребителям. Из
газа после первичной обработки получают сухой газ. Все эти
технологические процессы выполняются комплексом оборудова-
ния 3. Для интенсификации и более полного извлечения запасов
нефти из пласта используют комплекс оборудования 11,
7

Рис. 1.1. Функциональная схема неф-
тегазового промысла:
1 — скважины для нагнетания в пласт
воды; 2 — скважина для нагнетания
в пласт газа; 3 — система сбора пласто-
вой жидкости и газа и нх разделения на
нефть, газ, воду; 4 — насосные станции;
5 — компрессорные станции; 6 — система
поддержания пластового давления нагне-
танием в пласт воды и газа; 7—нефтя-
ные скважины; 8 — газовая шапка; 9 —
нефтей асыщенная часть пласта; 10—
водонасыщеиная часть пласта; 11— комп-
лекс оборудования для воздействия на
пласт с целью интенсификации добычи
и увеличения нефтегазоотдачи путем уве-
личения проницаемости коллектора и
снижения вязкости пластовой жидкости;
12 — комплекс оборудования для текущего
ремонта скважин; 13 — комплекс оборудо-
вания для капитального ремонта сква-
жин; 14 — оборудование для эксплуата-
ции скважнн
к которому относится обору-
дование для кислотной обра-
ботки пласта, его гидрораз-
рыва, а также для термовоз-
действия. Для поддержания
или восстановления пласто-
вой энергии в пласт с по-
мощью напорного и коммуни-
кационного оборудования 6
закачивают воду и газ, в том числе добытую воду, а также су-
хой газ. Кроме того, для восполнения разницы в объемах из-
влеченных пластовой жидкости и воды к возвращаемой воде
добавляется вода из других источников, которая подвергается
специальной подготовке в оборудовании 6.
Комплексы оборудования для эксплуатации нефтяных или
газовых месторождений на морском или океанском континен-
тальном шельфах или иа заболоченных территориях отлича-
ются тем, что содержат кроме машин и оборудования, которые
по функциональному назначению аналогичны рассмотренным
выше, также и другие оборудование и сооружения, специфич-
ные только для морских промыслов. Одним из основных функ-
циональных назначений этих комплексов является обеспечение
возможности разработки месторождений не отдельными верти-
кальными скважинами, а кустами наклонно направленных сква-
жин. Эти сооружения и оборудование позволяют осуществлять
подводную разработку месторождений, площади которых нахо-
дятся под водой на больших, средних и малых глубинах, под
подвижными полями льда.
Собственно скважина, нефтяная или нагнетательная, и подъ-
емное или нагнетательное оборудование, которым она оснащена,
сохраняют работоспособность ограниченное время, продолжи-
тельность которого значительно меньше периода разработки
8

пласта и соответствует периоду, обычно называемому межре-
монтным. Поэтому эксплуатация каждой скважины циклична,
прерывиста. Время перерывов, т. е. время, затрачиваемое на ре-
монт скважины, обычно называемый капитальным ремонтом,
или на ремонт внутрискважинного подъемного оборудования
(текущий ремонт), как и количество труда, затраченного на эти
процессы, по каждой скважине определяются геологическими
условиями, надежностью оборудования скважины и спущен-
ного в нее подъемного или нагнетательного оборудования. На-
дежность прежде всего определяется наработкой на отказ и
ремонтоспособностью скважины и подъемного или нагнетатель-
ного внутрискважинного оборудования. Число скважин, с по-
мощью которых разрабатывается месторождение или пласт,
весьма значительно и, как правило, определяется сотнями и
даже тысячами, а межремонтный период их работы невелик,
поэтому суммарные затраты времени и труда на ремонты обоих
видов весьма большие, что делает необходимым иметь службу
ремонта, оснащенную большим количеством сложного оборудо-
вания для текущего и капитального ремонтов скважин. После
капитального ремонта, а часто и после бурения новой скважины
необходимо ее освоение с использованием специализированного
оборудования.
Такова схема взаимосвязи геологического образования —
продуктивного пласта и главных комплексов оборудования для
его разработки (см. рис. 1.1).
§ 3.	Классификация и состав машин, оборудования,
сооружений и инструмента для добычи нефти и газа
Номенклатура оборудования, входящего в комплексы, состав-
ляет сотни наименований, а высокие темпы развития нефтегазо-
добывающей промышленности приводят к его быстрому обнов-
лению, созданию совершенно новых типов, размеров и конструк-
ций. Изучение этого многообразия технических средств делает
необходимым их систематизацию, основу которой составляет
классификация.
Наиболее целесообразно классифицировать исходя из тех-
нологического признака, а не по параметрам или конструктив-
ному исполнению. Тогда все машины, оборудование, механизмы,
сооружения, средства механизации и инструмент всех назначе-
ний можно классифицировать, разделяя их на восемь главных
групп, каждая из которых состоит из нескольких подгрупп, к ко-
торым и относятся конкретные технические средства данной
группы.
I группа. Оборудование эксплуатационной скважины обес-
печивает нормальное функционирование важнейшего из про-
мысловых сооружений — эксплуатационной скважины, являю-
щейся каналом, связывающим продуктивный пласт с дневной
поверхностью. Надежность и эффективность оборудования этой
9

группы полностью предопределяют надежность работы сква-
жины. Оборудование этой группы включает:
1.	Обсадные колонны труб, образующие ствол скважины и
обеспечивающие его надежность.
2.	Колонные головки, которые соединяют на устье сква-
жины обсадные колонны в один узел, одновременно служат
пьедесталом для спущенных в скважину средств ее эксплуа-
тации.
3.	Фильтры, которыми оснащают скважину в зоне продук-
тивного пласта для фильтрации пластовой жидкости или газа.
4.	Клапаны-отсекатели пласта устанавливаются над филь-
тром для предупреждения открытого, т. е. аварийного, фонта-
нирования скважины. Клапанами-отсекателями пласта оснаща-
ются фонтанирующие скважины.
5.	Пакеры устанавливаются в скважине для ее разделения
на участки и их герметизации.
6.	Прискважинные сооружения, представляющие собой пло-
щадку в зоне устья скважины для ее обслуживания и ремонта.
Обсадные трубы отличаются конструкцией и номинальными
размерами. Колонные головки изготовляются и поставляются
нескольких конструктивных вариантов, размеров и параметров
для скважин разных глубин, с разными средами и давлениями.
Кроме фильтров, образованных обсадной трубой в результате
ее перфорации, используются сетчатые, гравийные, металлоке-
рамические фильтры в большом числе вариантов конструкции
и размеров. Относительно недавно нашедшие применение раз-
личные клапаны-отсекатели отличаются типом, принципом уст-
ройства, размерами, материалами и характеристиками, анало-
гично и пакеры. Прискважинные сооружения в большинстве
случаев представляют собой горизонтальные бетонированные
или грунтовые площадки, однако в случаях расположения
промысла на заболоченных территориях или на морских аква-
ториях прискважинные сооружения резко усложняются, стано-
вится необходимым устраивать высокопрочные, крупногабарит-
ные металлоконструкции — основания для площадки, специфич-
ные только для морских промыслов.
II группа. Оборудование для эксплуатации скважин предна-
значено для подъема из скважины пластовой жидкости или газа.
Часть оборудования спускается в скважину и является в этом
случае «подъемником» (лифтом), а часть монтируется в зоне
устья. В других случаях оборудование применяется для нагне-
тания в пласт жидкости или газа и оборудование называется
нагнетательным. Группа состоит из следующих подгрупп.
1.	Оборудование для фонтанных скважин. Это оборудова-
ние предназначено для эксплуатации только фонтанирующих
нефтяных, газовых или газоконденсатных скважин. Оборудова-
ние состоит из подъемника (лифта), фонтанной арматуры и ма-
нифольда, позволяющих поднимать по скважине на поверхность
продукцию, обеспечивать контроль и регулирование фонтаниро-
10

вания и поддерживать оптимальный режим работы скважины.
2.	Газлифтное оборудование предназначается для эксплуа-
тации скважины путем подачи сжатого газа к низу подъемника.
К этому оборудованию относятся газлифтный подъемник с ком-
плектом пусковых и рабочих клапанов, газлифтная арматура
с КИП и манифольдом, компрессорные станции с мотокомпрес-
сорами, холодильниками, оборудованием для подготовки газа
и сложная сеть коммуникаций — трубопроводов для подачи
газа к скважине со средствами автоматизации и регулирования.
Газокомпрессорные станции с мотокомпрессорами используются
для компримирования и нагнетания в скважину газа, энергия
которого и обеспечивает подъем пластовой жидкости из сква-
жины на поверхность.
3.	Запорные устройства — один из наиболее часто применяе-
мых видов оборудования для перекрытия и герметизации тру-
бопроводов: нефте-, газо- и водопроводов. Запорные устройства
применяются и в фонтанной арматуре для управления потоками
жидкости или газа, а также при газлифтной и других видах
эксплуатации скважин.
4.	Насосно-компрессорные трубы широко применяются
в нефтегазодобывающей промышленности как при фонтанной,
газлифтной эксплуатации, где они используются для подъем-
ников, так и для других — насосных — способов эксплуатации,
а также для всякого рода технологических процессов, для вы-
соконапорных трубопроводов, а часто и для бурения.
5.	Штанговые скважинные насосные установки с механиче-
ским приводом нашли массовое применение на промыслах
СССР. Ими эксплуатируются две трети скважин. Оборудование
предназначено для подъема жидкости с помощью штангового
насоса. К подгруппе относятся собственно скважинный насос,
спущенный на насосно-компрессорных трубах и приводимый
в действие колонной штанг, насосные штанги и поверхностный
привод, включающий энергетическую установку и механический
преобразователь вращательного движения вала привода уста-
новки в поступательное колонны штанг.
6.	Штанговые установки с гидроприводом отличаются ис-
пользованием гидравлического преобразователя вместо меха-
нического, что резко сокращает металлоемкость установки, ее
массу и устраняет необходимость сооружения мощного фунда-
мента под установку. Как и установки с механическим приво-
дом, гидроприводные имеют большое число типов, размеров,
конструктивных вариантов с разными параметрами и характе-
ристиками.
7.	Бесштанговые установки центробежных скважинных элек-
тронасосов предназначены для эксплуатации высокодебитных
скважин. В Советском Союзе с их помощью добывается более
трети всей нефти. Изготовляется и поставляется большое число
установок различных типоразмеров, в состав которых входят
спускаемые в скважину агрегатирвванные погружной центро-
11

бежный насос с электродвигателем и протектором, колонна
насосных труб с токонесущим кабелем и поверхностная система
управления электроприводом.
8.	Бесштанговые электровинтовые скважинные насосы пред-
назначены для эксплуатации скважин с небольшими дебитами
и отличаются от предыдущих использованием вместо центро-
бежного винтового насоса.
9.	Бесштанговые гидропоршневые скважинные насосы ис-
пользуются для эксплуатации глубоких и наклонно направлен-
ных скважин. В состав установок входят спускаемый в сква-
жину на колонне насосных труб гидроприводный скважинный
насос, поверхностный силовой насос с приводом, нагнетающий
рабочую жидкость в гидропривод скважинного насоса, и си-
стема подготовки рабочей жидкости.
10.	Оборудование для эксплуатации одной скважиной не-
скольких разных по характеристикам пластов, которое разме-
щается в одном стволе и включает комплекс разнотипного обо-
рудования (например, фонтанного и насосного), в результате
чего становится возможным при разработке многопластовых ме-
сторождений нефти и газа значительно сократить число экс-
плуатационных скважин. В состав оборудования этой под-
группы входят спускаемые в скважину пакеры, разделяющие
ствол скважины на изолированные, связанные с разными пла-
стами участки, и подъемники, позволяющие поднимать тем или
иным способом жидкость или газ по колоннам труб на поверх-
ность, где на устье скважины размещено устьевое оборудова-
ние, направляющее отдельно добытые нефть или газ с различ-
ными характеристиками в систему сбора.
III группа. Оборудование для подземного ремонта, освоения
и обработки скважин предназначено для поддержания в тече-
ние всего периода эксплуатации скважины работоспособного со-
стояния собственно скважины и спущенного в нее эксплуатаци-
онного оборудования. В первом случае подземный ремонт назы-
вается капитальным, во втором — текущим ремонтом скважины.
Кроме того, с помощью оборудования этой группы осваиваются
скважины после их капитального ремонта, а иногда и после бу-
рения. Оборудование группы используется также для оснаще-
ния скважин фонтанными, газлифтными или насосными подъем-
никами. В группу входят:
1.	Подъемники для спуско-подъемных операций внутри-
скважинной части фонтанных и газлифтных лифтов, скважин-
ных насосов всех типов, колонн труб, штанг, кабеля. В состав
подъемников входят привод, лебедка, транспортная база, поли-
спастная система, которые используются в основном для теку-
щего ремонта.
2.	Стационарные грузоподъемные сооружения работают в со-
четании с подъемниками. К этой подгруппе относятся вышки,
мачты, стеллажи разных типов и параметров, они используются
в основном для текущего ремонта.
12

3.	Спуско-подъемные агрегаты, к которым относятся агрега-
тированные на транспортной базе силовой привод, трансмис-
сия, лебедка, полиспастная система, вышка, стеллажи и сред-
ства механизации для спуска и подъема труб, штанг, кабеля
без стационарных вышек, т. е. для так называемой безвышеч-
ной эксплуатации скважин. В состав подгруппы входят агре-
гаты различных типов, параметров и размеров, в состав каж-
дого агрегата, в свою очередь, входят в разных сочетаниях и
конструктивных исполнениях указанные выше виды оборудова-
ния. В качестве транспортных баз, на которых агрегатируется
оборудование, используются различные автомобили, тракторы
и другие транспортеры.
4.	Подгруппы спуско-подъемных инструментов для спуско-
подъемных операций с трубами или штангами при подземных
ремонтах с помощью подъемников и комплекса специальных
устройств — трубных элеваторов и штропов, ключей, спайде-
ров, манипуляторов, обычно называемых инструментом, что не
отвечает ни их функциональному назначению, ни конструктив-
ным особенностям. Особая важность этих устройств и их отли-
чительные особенности делают целесообразным объединить
разновидности каждого из них в отдельные подгруппы. Элева-
торы и штропы, входя в единую подгруппу, относятся к грузо-
подъемным устройствам, удерживающим под муфту колонны
труб (штанг) на весу. Трубные ключи относятся к устройствам
для свинчивания — отвинчивания труб, штанг при их спуске
или подъеме в скважинах. Трубные ключи бывают ручные,
механизированные, автоматизированные. Последние имеют
сравнительно сложную конструкцию. Спайдеры, выделенные
в самостоятельную подгруппу, относятся к устройствам, захва-
тывающим и удерживающим на весу колонну труб за цилин-
дрическую поверхность. Спайдеры бывают немеханизирован-
ные, механизированные и автоматические. Они работают в со-
четании с элеваторами и также являются грузоподъемными
устройствами, грузоподъемность которых достигает 100 т и
более. В последнее время созданы манипуляторы для механи-
зации перемещения в процессе спуско-подъемных операций труб
и штанг. Для спуско-подъемных операций со штангами исполь-
зуются простейший инструмент и приспособления и редко меха-
нические или автоматические штанговые ключи, которые также
можно отнести к самостоятельной подгруппе. Механические
и автоматические спайдеры, ключи, манипуляторы могут
встраиваться в комплексные агрегаты для спуско-подъемных
операций, а могут использоваться отдельно. В последнем слу-
чае они должны иметь автономный привод. Такие приводы
на базе ДВС или электродвигателей с гидравлическим или
пневматическим преобразователем в автономном исполнении
широко применяются при подземных ремонтах скважин. По-
этому их целесообразно также отнести к самостоятельной под-
группе.
13

5.	Оборудование для ремонта скважин под давлением.
Ремонт скважин с высоконапорнымп пластами обычным спо-
собом связан с вероятностью открытого фонтанирования. Для
его предупреждения, а также для спуска и подъема в сква-
жину колонн труб или штанг под давлением применяется
комплекс оборудования, включающий специальный подъем-
ник для задавливания спускаемых труб и штанг и устройства,
герметизирующие устье скважины. Подъемник оснащен гидро-
фицированными средствами механизации спуско-подъем-
ных операций, в большинстве случаев агрегатирован-
ных.
6.	Оборудование для ликвидации открытых фонтанов. Из-за
отказа оборудования скважины, неправильного его подбора,
а иногда недостаточно квалифицированного выполнения техно-
логических процессов возникает открытое, т. е. неуправляемое
фонтанирование скважины. Для ликвидации открытого фонта-
нирования, а иногда и горящего фонтана используется обору-
дование для ремонта скважин под давлением в сочетании со
специальными манипуляторами и противопожарной дистанци-
онно управляемой техникой.
7.	Оборудование для промывки скважин. Во время эксплуа-
тации скважины в ее ствол попадают частицы песка и глин и
осаждаются в виде пробки. Ствол и фильтр скважины загряз-
няются также смолами, парафином, продуктами коррозии и
другими веществами, ухудшающими, а иногда полностью пре-
кращающими приток пластовой жидкости или газа в скважину.
Песчаные пробки удаляются промывкой с помощью передвиж-
ных промывочных агрегатов или тартанием. К этой группе обо-
рудования относятся также промывочные агрегаты, позволяю-
щие удалять из скважины загрязняющие ее смолы, парафин,
и продукты коррозии.
8.	Депарафинизационное оборудование, позволяющее уда-
лять осаждающийся на подъемном оборудовании парафин во
время эксплуатации или во время подземных ремонтов сква-
жин. В первом случае применяются механические способы, во
втором — термические.
9.	Оборудование для капитального ремонта скважин —
одно из наиболее сложных, поскольку к нему относятся целые
установки, по схеме и функциональному назначению аналогич-
ные буровым установкам. Они позволяют выполнять бурение,
цементаж, исправление скважин, их освоение, а для этого
включают в себя вышку, основания, талевую систему, лебедку,
систему промывки, ротор, вертлюг, ведущую трубу, привод и
трансмиссию, транспортную базу. Для освоения отремонтиро-
ванных скважин или скважин, законченных бурением, иногда
применяются мобильные агрегаты освоения.
10.	Инструмент для капитального ремонта скважин предна-
значен для ликвидации аварии внутри скважин, исправления
ствола и извлечения из него отдельных деталей, для фрезеро-
14

,'Ж вания и других работ внутри скважины при ее капитальном
ремонте, а иногда и при текущем.
11.	Подгруппа оборудования для внутрискважинных работ.
Оснащенность скважин и подъемного оборудования, спущен-
ного в скважину, клапанами-отсекателями пласта, пакерами,
газлифтными клапанами делает необходимым периодическую
их замену, управление ими, регулирование. Периодически воз-
никает необходимость измерения внутрискважинных парамет-
ров (температур, давлений и т. д.). Все эти внутрискважинные
работы выполняются с помощью специализированных агрега-
; тов, приспособлений и инструмента составляющих самостоя-
тельный комплекс.
IV группа. Оборудование и сооружения для интенсифика-
ции добычи нефти и газа и для увеличения нефтегазоотдачи
пластов. Широкое применение этого оборудования позволяет со-
кратить время разработки месторождений и количество остав-
шихся неизвлеченными нефти и газа. В группу входит сле-
дующее.
1.	Оборудование и сооружения для подготовки воды. Боль-
шая часть нефтегазовых месторождений разрабатывается при
одновременном нагнетании в пласт предварительно специально
обработанной воды. Сооружения и оборудования по получению
воды и ее подготовке и составляют эту подгруппу, включая во-
дозабор, систему отстоя, коагулирования, химической и бакте-
риологической обработки.
2.	Подгруппы оборудования насосных станций и собственно
насосы для нагнетания воды в пласт, к которым относятся зда-
ния насосных, обвязка насосов и энергетическое хозяйство, соб-
ственно нагнетательные насосы с приводом, обычно электриче-
ским, системы дозировочных насосов для добавления к воде
различных химических реагентов.
3.	Подгруппы оборудования для нагнетания в пласт газа,
к которым относятся компрессорные станции, основой которых
являются компрессоры разных типов и характеристик (порш-
невые, турбинные с электрогазомоторным или газотурбинным
приводом), энергетическое хозяйство, системы подготовки газа,
контроля и регулирования.
4.	Оборудование и коммуникационные сооружения, к кото-
рым относятся сети трубопроводов и распределительных уст-
ройств для подачи воды от насосных станций и газа от ком-
прессорных к нагнетательным скважинам, а также система уп-
равления распределением воды и газа по скважинам.
5.	Оборудование для гидроразрыва или кислотной обра-
ботки, для улучшения проницаемости пласта и его призабой-
ной зоны. Первое состоит из комплекса агрегатов, связанных
в период проведения операций по гидроразрыву общей обвяз-
кой. В числе агрегатов используются насосные, обычно высо-
кого давления, песковые, смесительные, автоцистерны и др.
Оборудование для кислотной обработки представляет собой
15

комплекс из цистерн с раствором кислоты, насосных агрегатов
и обвязки, объединяющей их со скважиной в одну систему и
позволяющей нагнетать раствор кислоты в пласт для увеличе-
ния проницаемости, а соответственно и притока жидкости и газа
к скважине.
6.	Оборудование для термического воздействия на пласт
применяется с целью прогрева пласта и снижения за счет этого
вязкости пластовой жидкости или для создания внутрипласто-
вого очага горения жидкости с образованием фракций, извле-
чение которых позволяет резко увеличить нефтеотдачу. К под-
группе относятся водоподогреватели, парогенераторы, оборудо-
вание для подогрева зоны фильтра скважины, нагнетатели
разных типов. В связи с особой актуальностью освоения место-
рождений с высоковязкими нефтями и задачей увеличения
нефтеотдачи залежей номенклатура этой подгруппы оборудова-
ния постоянно увеличивается и масштабы его использования
быстро растут.
~V группа. Оборудование и сооружения для сбора продук-
ции скважин, ее разделения — сепарации на нефть, газ, воду
и примеси, измерения и первичной подготовки нефти, газа, га-
зового конденсата. Оборудование этой группы расположено на
поверхности, в основном на территории промысла. В группу
входит следующее оборудование.
1.	Оборудование и сооружения для разделения пластовой
газированной жидкости на нефть, газ и воду. К ним относятся
комплексы, состоящие из отстойников, сепараторов с обвязкой
и средствами регулирования, перекачивания и запорной арма-
туры для первичного разделения продукции скважины.
2.	Подгруппы оборудования и сооружений для подготовки
товарной нефти, к которым относятся установки для обезвожи-
вания нефти после предварительного отделения от нее основной
доли воды, установки обессоливания, деэмульгаторы. Послед-
ние предназначены для разбивания стойких эмульсий. Эти
группы также состоят из аппаратов, систем подогрева, электро-
оборудования, обвязки, запорной, регулировочной арматуры и
контрольно-измерительной аппаратуры.
3.	Перекачивающее оборудование состоит из промысловых,
насосных и компрессорных перекачивающих установок и стан-
ции для перекачки продукции скважин, подготовленной нефти,
газа, воды с центробежными или поршневыми, иногда винто-
выми насосами, компрессорами и электроприводом с соответ-
ствующей обвязкой, КИП, запорной и регулирующей армату-
рой и средствами автоматизации.
4.	Оборудование для хранения нефти. Подготовленная то-
варная нефть хранится в товарных парках, основными сооруже-
ниями в которых являются резервуары необходимой емкости,
оснащенные системой замера, перекачки, улавливания легких
фракций. Иногда парк имеет емкости для хранения газового
конденсата и различных фракций газа.
16

5.	Трубопроводные коммуникации, связывающие в единую
систему скважины, насосные и компрессорные установки с ос-
тальным оборудованием группы. По трубопроводам перекачи-
вается продукция скважины: нефть, газ, конденсат, вода. Сеть
трубопроводных коммуникаций, особенно на промыслах, разра-
батывающих многопластовые горизонты с нефтями и газом раз-
личных характеристик, оснащена большим числом замерных,
запорных и регулирующих устройств.
6.	Подгруппы оборудования для подготовки и первичной пе-
работки газа на газоконденсатных и чисто газовых месторож-
дениях. к этим подгруппам относится большое число установок
с оборудованием и аппаратами для технологических процессов,
в результате которых получаются углеводороды, являющиеся
товарным сырьем для химической переработки, и сухой газ.
VI группа. Оборудование для эксплуатации морских нефте-
газовых и газовых промыслов отличается особой сложностью,
большой номенклатурой, часто уникальными размерами и вы-
сокими темпами совершенствования. Из отдельных простых тех-
нических средств оно превратилось в большую группу сложных
комплексов и сформировалось практически в самостоятельную
отрасль. Перечисленные ниже подгруппы даны укрупненно.
1.	Кустовые стационарные платформы. К ним относятся
платформы разных типов и конструктивных схем, служащих
основанием для поверхностных устьев куста наклонно направ-
ленных скважин и размещения комплекса технических средств,
обеспечивающих функционирование куста.
2.	Центральные стационарные платформы, позволяющие
разместить на них комплекс оборудования, связывающего ку-
стовые платформы в единую систему.
3.	Опоры стационарных платформ — сооружения, несущие
стационарную платформу.
4.	Блоки оборудования, теперь главным образом в модуль-
ном исполнении, размещаемые на стационарных платформах.
Комплекс смонтированных в необходимом сочетании блоков мо-
дулей обеспечивает функционирование всей стационарной плат-
формы.
5.	Оборудование для эксплуатации скважин функционально
аналогично обычному. Однако широкое применение имеют
лишь фонтанное и газлифтное оборудование, реже гидропорш-
невые насосы. Для нагнетательных скважин используется обо-
рудование, аналогичное применяемому на суше. Внутрисква-
жинная часть подъемного оборудования по конструктивным
схемам аналогична применяемым на суше, устьевая отличается.
6.	Подводное оборудование. К этой подгруппе относятся
прежде всего подводное устьевое оборудование скважин,
а также все остальное оборудование, размещенное между по-
верхностями дна и воды.
7.	Оборудование для„ бесшлшийьногв ндлива несрти. Обо-
рудование этой группы ' относится‘К'4к'ФтеАЩ-.»ивй'бму, однако
17

Обсадные колонны
Колонные головки
Пластовые фильтры
Клапаны-отсекатели пласта
I Пакеры_________________
I Прискважинные сооружения
Запорные и регулирующие устройства
Оборудование для фонтанной эксплуатации
Оборудование для газлифтной эксплуатации
Насосно-компрессорные трубы
Установки штанговых скважинных насосов
с механическим приводом
Установки штанговых скважинных
насосов с гидравлическим приводом
Установки электроцентробежных насосов
Установки электровинтовых насосов
Установки гидропоршневых насосов
Оборудование для эксплуатации одной
скважиной нескольких горизонтов
Машины и
оборудование для
добычи нефти и газа
Оборудование для
эксплуатации
скважины
Оборудование
эксплуатационной
скважины и
прискважинные
сооружения
Оборудование кустовых стационарных
платформ
Оборудование центральных
стационарных платформ
Стационарные платформы
Бдрки-модули надплатформенных
сооружений
Внутрискважинное эксплуатационное
оборудование
Оборудование для подводной
эксплуатации
Оборудование для беспричального налива
Водолазные комплексы
Береговые сооружения и оборудование
Энергетические установки
Рис. 1.2. Классификация нефтепромыслового оборудования

Подъемники для спуско-подъемных операций
Оборудование дпя
подземного ремонта
и освоения скважин
Стационарные вышки, мачгы и стеллажи
Агрегаты для спуско-подъемных операций
Установки для капитального ремонта и освоения
Оборудование для ремонта скважин под давлением .
Оборудование для промывки скважин
Оборудование для депарафинизации
Оборудование канатной техники
Оборудование для ликвидации открытых фонтанов
Инструмент для капитального ремонта скважин
Штропы и элеваторы трубные (штанговые)
Ключи трубные (штанговые)
Спайдеры ручные и механические
Механические и автоматические ключи
Механические и автоматические манипуляторы
Автономные приводы средств механизации

отличается от обычного портового возможностью налива тан-
кера в условиях морских акваторий без обычного причала.
8.	Подгруппы береговых сооружений и оборудования, энер-
гетического оборудования, флота специализированного обслу-
живания, водолазного комплекса по своей структуре, функцио-
нальным и принципиальным схемам аналогичны применяемым
в других отраслях, однако отличаются конструктивным испол-
нением, характеристиками, параметрами, отражающими специ-
фику морских промыслов и требований, предъявляемых техно-
логическими процессами и операциями, выполняемыми в усло-
виях морского или океанского шельфа.
VII группа. Оборудование ремонтно-механической службы
для поддержания в работоспособном состоянии всего парка
машин, специального оборудования, сооружений, составляющих
промысловое хозяйство, за исключением скважин, а также обо-
рудования транспортных служб.
VIII группа. Оборудование службы энергетики.
Из приведенного перечня систематизированных групп и под-
групп оборудования видно, насколько велика номенклатура
машин, оборудования, сооружений, средств механизации и ин-
струмента, применяемых для добычи нефти и газа.
Две последние группы — седьмая и восьмая — относятся по
своему составу к оборудованию общепромышленного назначе-
Ц1ия, поэтому не рассмотрены.
Для большей наглядности классификация (шесть групп и со-
ставляющих их основных подгрупп оборудования) показана
в виде схемы на рис. 1.2.
Глава II
ОБОРУДОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЫ
§ 1. Эксплуатационная скважина
В нефтегазодобывающей промышленности сооружаются сква-
жины разных назначений, в зависимости от чего их принято на-
зывать структурно-поисковыми, разведочными, эксплуатацион-
ными, нагнетательными, специальными. J
Эксплуатационными скважинами обычно называют сква-
жины, с помощью которых осуществляется непосредственно до-
быча нефти, газа или газового конденсата; нагнетательными —
через которые в пласт нагнетаются вода, газ, пар. Однако
в ряде случаев в процессе разработки месторождения сква-
жины, добывающие нефть, используются как нагнетательные,
а иногда и наоборот. Поэтому ниже и те и другие скважины от-
несены к эксплуатационным.
Скважины специального назначения используются на про-
мыслах для контроля хода разработки месторождения, уточне-
20

ния структуры, свойств коллектора, теплового воздействия на
пласт и т. д.
Эксплуатационная скважина является основным — важней-
шим видом сооружений, а их совокупность представляет собой
эксплуатационный фонд скважин, стоимость которого состав-
ляет до 75—80 % стоимости всего технического оснащения со-
временного промысла. Нарушение целостности, работоспособ-
ности эксплуатационной скважины приводит к прекращению ее
эксплуатации, к неизбежному уменьшению добычи нефти или
газа, что делает необходимым выполнение так называемого ка-
питального ремонта скважины — процесса длительного, трудо-
емкого и весьма дорогого; стоимость ремонта скважины часто
соизмерима, а иногда одинакова со стоимостью ее сооружения.
Поэтому долговечность скважины должна соответствовать
периоду разработки продуктивного пласта, т. е. равняется не-
скольким десятилетиям, как правило, не менее 30—40 годам.
Отсюда и главное требование к качеству оборудования, исполь-
зуемого в эксплуатационной скважине, — его надежность.
Требования к сооружению скважины и к ее оборудованию
определяются условиями ее эксплуатации, которые, в свою оче-
редь, весьма различны, зависят прежде всего от геологических
особенностей месторождений, режима эксплуатации скважины.
Эксплуатационные скважины в зависимости от геометриче-
ской формы их ствола сооружаются двух основных типов: вер-
тикальные и наклонные. Наклонная форма — результат необхо-
димости направления ствола скважины в заданный участок
пласта; такие скважины обычно называются наклонно направ-
ленными. Профили этих скважин бывают разными в зависи-
/ мости от требований технологии проводки скважины и способа
ее эксплуатации. В любом случае профиль наклонной эксплуа-
тационной скважины должен обеспечивать возможность экс-
плуатации ее рациональным способом и исключать вероятность
повреждения как самой скважины, так и спущенного в нее обо-
рудования для ее эксплуатации выбранным способом. На
рис. II.1 показаны профили скважин: рис. II.1, а — вертикаль-
ный, рис. II.1, б—наклонный с наибольшим отклонением забоя
от вертикали. Как видно, он состоит из трех участков: вер-
тикального, переходного, соответствующего набору макси-
мально необходимого зенитного угла, и наклонно-прямолиней-
ного до забоя. Профиль на рис. II. 1, в отличается наличием
участка уменьшения зенитного угла. Профиль (рис. 11.1, г)
имеет вертикальный участок, участок набора зенитного угла,
наклонно-прямолинейный участок, участок уменьшения зенит-
ного угла и нижний — вертикальный. Этот профиль более слож-
ный, обеспечивает вертикальность ствола скважины при про-
водке ее на несколько продуктивных горизонтов. Профиль
(рис. II.1, д) отличается отсутствием наклонно-прямолинейного
участка. В профиле (рис. II.1, е) нет наклонно-прямолинейного
и нижнего вертикального участков. Каждый из показанных на
21

схемах профилей эксплуатационной скважины предопределяет
особенности последующей эксплуатации как самой скважины,
так и спущенного в нее оборудования. В тех случаях, когда рас-
стояния между устьями скважин малы и измеряются метрами,
а скважины наклонные, группа таких скважин называется кус-
том скважин.
Для улучшения дренирования продуктивного пласта иногда
из вертикальной части скважины в пласт бурятся несколько
скважин, такие скважины называются многозабойными.
На рис. II.2 показана принципиальная схема эксплуатацион-
ной скважины и ее оборудования. Скважина состоит из трех ос-
новных участков — устьевого, стволового и фильтрового, каж-
Рис. II.1. Схемы профилей эксплуатационных скважин:
/ — вертикальный участок; 2, 4 — горизонтальная зона; 3, 5 — вертикальный участок
дый из которых оснащен соответствующим оборудованием: ко-
лонной головкой 1, направлением 2, кондуктором 3, эксплуата-
ционной колонной 4, фильтром 6. Дно скважины обычно назы-
вается забоем. Иногда скважина оснащается пакером и клапа-
ном-отсекателем 5 пласта.
Стволовая часть эксплуатационной скважины образована,
как видно из схемы, концентричными колоннами обсадных труб,
зацементированных в горных породах.
Последняя, т. е. внутренняя, обсадная колонна скважины
называется эксплуатационной и служит каналом, соединяющим
объект эксплуатации — пласт с устьем скважины, т. е. фильтро-
вую часть скважины с поверхностью. Диаметр труб, из которых
она состоит, должен обеспечивать возможность размещения
в ней оборудования для эксплуатации скважины заданным спо-
собом, а также возможность выполнения всех технологических
процессов и операций, необходимость в которых может возник-
нуть в течение всего периода эксплуатации скважины. Долго-
вечность колонны должна соответствовать сроку службы сква-
жины.
Наружная обсадная колонна скважины направление — спус-
кается на глубину нескольких метров, а ее затрубное простран-
ство цементируется на всю длину. Внутри направления разме-
22

Рис. II.2. Схема эксплуатационной скважины
щается обсадная колонна, обычно на-
зываемая кондуктором и имеющая
длину, как правило, от 200 до 600—
800 м. Кондуктор цементируется на
всю длину.
Между кондуктором и эксплуата-
ционной колонной могут спускаться
обсадные, которые обычно называются
техническими или промежуточными
колоннами. Они выполняют техноло-
гические функции при сооружении
скважины, число и глубины их спуска
определяются геологическими особен-
ностями проходимых пород, глубиной
скважины, техникой и технологией ее
проводки.
Колонная головка, монтируемая на
кондукторе, обвязывает в единую си-
стему кондуктор, технические, экс-
плуатационную колонны скважины и
служит базой для спускаемого в сква-
жину эксплуатационного и установки
на него устьевого оборудования.
Фильтровая часть эксплуатационной скважины обеспечи-
вает ее связь с пластом как при извлечении пластовой жидко-
сти или газа, так и при нагнетании в пласт воды, газа и других
сред.
Ствол скважины, обсадные колонны находятся под постоян-
ным давлением горных пород, а эксплуатационная колонна —
под давлением пластов или закачиваемых жидкости или газа.
Кроме внутреннего и наружного давлений обсадные колонны
несут нагрузку от собственного веса, а кондуктор восприни-
мает вес или часть веса остальных колонн. Колонная головка
воспринимает усилия от обсадных колонн, внутреннего давле-
ния, веса эксплуатационного, базирующегося на ней оборудо-
вания.
Как внутреннее давление, так и наружное в процессе экс-
плуатации скважины меняются. При эксплуатации скважины
фонтанным способом пульсирующая работа подъемника приво-
дит к появлению переменных нагрузок, аналогично и при экс-
плуатации скважины штанговым скважинным насосом, приво-
димым в действие механическим станком-качалкой, на систему
обсадных труб и цементное кольцо действуют переменные на-
грузки, расшатывающие эту систему.
При штанговой эксплуатации насосные трубы из-за пере-
менных нагрузок постоянно перемещаются в эксплуатационной
колонне и истирают ее. При больших дебитах и наличии в пла- -
23

Рис. 11.3. Конструкция колонной
головки
стовых жидкости или газе абра-
зива возникают условия, приво-
дящие к гидроабразивному из-
нашиванию труб.
Нефтяные, газовые, газокон-
денсатные скважины либо с на-
чала эксплуатации, либо на оп-
ределенной стадии вместе с неф-
тью, газом, конденсатом дают
пластовую, как правило, сильно
минерализованную воду, являю-
щуюся активно коррозионноаг-
рессивной средой, а она разру-
шающе действует на обсадные
трубы, колонную головку и це-
ментное кольцо.
Во все больших количествах
в разработку вводятся место-
рождения, в которых нефть или
газ содержит углекислый газ и
сероводород, причем если еще
недавно наличие, например 4—
5 % H?S считалось высоким, то в настоящее время в разра-
ботку вводятся месторождения с содержанием сероводорода до
20—25 %  С увеличением глубин разрабатываемых месторож-
дений повышаются не только давление, но и температура пла-
стовой жидкости или газа, достигающая более 250 °C в райо-
нах с высоким геотермическим градиентом.
Закачка в скважину под большим давлением кислоты, ра-
бочих жидкостей, газа, высокотемпературных теплоносителей
также приводит к осложнению условий ее работы.
Таков комплекс факторов, из которых слагаются условия ра-
боты эксплуатационной скважины, факторов, определяющих
требования к конструкции, характеристикам и параметрам обо-
рудования каждой скважины. Упущение каких-либо из них, не-
знание их в процессе сооружения скважины и особенно после-
дующего периода ее эксплуатации, при ее ремонтах неизбежно
приводят к серьезным осложнениям, отрицательно сказываются
на надежности скважины в целом, часто являются причиной
аварий, нанесения ущерба окружающей среде и несчастных
случаев.
§ 2. Оборудование устья эксплуатационной скважины
На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. сое-
диняются частью оборудования скважины, называемой колон-
ной головкой.
Колонная головка (рис. II.3) жестко соединяет в еди-
ную систему все обсадные колонны скважины, воспринимает
24

усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она
обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных прост-
ранств и одновременно доступ к ним для контроля состояния
стволовой части скважины и выполнения необходимых техноло-
гических операций. Колонная головка служит пьедесталом для
монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в сква-
жину. Во время бурения на ней монтируются превенторы про-
тивовыбросного оборудования, демонтируемые после окончания
бурения.
Конструктивно колонная головка — это сочетание несколь-
ких связанных между собой элементов — катушек или кресто-
вин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит
от числа обсадных колонн скважины.
Условия работы колонной головки достаточно сложны: на-
грузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких
скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной го-
ловки воспринимают также давление от среды, контактирую-
щей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе
H2S, СО? или при сильной минерализации пластовых вод ко-
лонная головка подвергается их коррозионному воздействию.
В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы
и колонные головки нагреваются до 150—250 °C, в условиях Се-
вера могут охлаждаться до температур ниже минус 60 °C.
Нарушение надежности колонной головки неизбежно при-
водит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей
среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникно-
вения пожаров, взрывов, несчастных случаев.
Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют
большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металло-
емкость и большая потребность в них приводят к необходимо-
сти расхода на их изготовление больших количеств стали, при-
чем легированной. С увеличением вертикального габарита ко-
лонной головки усложняется обслуживание скважины.
Перечисленные особенности условий работы колонных голо-
вок и особенности самих головок делают обязательными при их
конструировании выполнение целого ряда требований, к глав-
ным из которых относятся обеспечение высокой надежности
всех элементов и в целом колонной головки в течение всего
срока службы скважины, в любых условиях ее эксплуатации
и минимальных металлоемкости и вертикальных габаритов.
Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. П.З)
состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внут-
ренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены
клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7.
На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу
и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с кор-
пусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2.
На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспече-
ния доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер
25

такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диа-
метра обсадных труб до 500—550 кг.
Такими головками оборудуются скважины глубиной до
1500—2000 м с давлением до 25 МПа.
Изготовляют колонные головки для оборудования скважин
и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пяти-
колонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких ко-
лонных головок аналогичны.
Головка для обвязки пяти колонн (рис. II.4) предназначена
для глубоких (более 5000 м) скважин с давлением до 70 МПа
с вертикальным размером порядка 3 м. Основные узлы — пять
крестовиков 1, 8, 9, 10, 11 для обсадных труб размером от 168
до 502 мм, клиньевые подвески 2, 4, 5, 7 и вентили 3. Обсадная
колонна диаметром 168 мм — последняя, т. е. эксплуатацион-
ная. Крестовик 1 служит пьедесталом для фонтанной арматуры.
Особенностью колонной головки является коническая форма
тыльных поверхностей клиньев и ответных поверхностей в кор-
пусе, а также конструкция уплотнительных элементов 6, при-
меняемых в сочетании со смазкой, что способствует надежной
герметизации зазоров.
Корпуса крестовины и катушки колонных головок изготов-
ляются из литых стальных, реже из комбинированных загото-
вок с литым корпусом и приваренными коваными или штампо-
ванными горловинами и фланцами. Заготовки после сварки
подвергаются термообработке для снятия напряжений и улуч-
шения механических свойств металла. Предел текучести сталей
для корпусов 5,0—5,5 МПа, относительное удлинение 14—15 %
и ударная вязкость до 40 мН • м/м2. Для изготовления колон-
ных головок, работающих в тяжелых условиях, используются
низколегированные стали типа 35ХМЛ. Штампованные или ко-
ваные привариваемые фланцы или горловины изготовляются
соответственно из сталей типа 35ХМ, 40Х.
В прошлом детали и колонные головки в целом изготовля-
лись нецентрализованно разными заводами, часто в кустарных
условиях, что приводило к обилию конструкций и даже присое-
динительных размеров, единого стандарта на них не было. До
сих пор десятки тысяч эксплуатационных скважин имеют ко-
лонные головки самых различных конструкций и размеров,
в том числе и присоединительных.
Различие присоединительных размеров элементов колонных
головок часто являлось причиной возникновения аварийных си-
туаций.
В настоящее время за рубежом и в Советском Союзе изго-
товление и поставка колонных головок и их деталей осущест-
вляются в строгом соответствии со стандартом.
В Советском Союзе действует стандарт (ОСТ 26-02-775—73)
на колонные головки для нефтяных и газовых скважин, устья
которых не расположены под водой. Стандартом регламентиру-
ются тип, способ присоединения к обсадной колонне и основные
26

Рис. П.4. Конструкция колонной головки для глубокой скважины
с пятью колоннами

Рис. II.5. Схемы распределений
усилий, действующих на корпус
колонной головкн
Рис. II.6. Схема взаимодействия
обсадной трубы, клнна и Корпуса
колонной головки
параметры, к которым, в частности, относятся максимальный
внутренний диаметр, рабочее давление, условный диаметр об-
садной колонны и др. Стандартом предусмотрены рабочие дав-
ления 14, 21, 35, 70, 105 МПа. При рабочих давлениях до
35 МПа пробные составляют 2рраб, а выше 35 МПа—1,5рраб-
Обычно ориентировочные расчеты корпуса проводятся по
формулам для определения напряжений, возникающих в тол-
стостенной трубе под действием внутреннего давления. Их ис-
пользование делает необходимым внесение корректив в значе-
ния размеров и формы сечений корпусов, полученных расчет-
ным путем, и применение эмпирических формул.
Анализ причин недостаточной точности расчета показал, что
главная из них — в ошибочном методе определения расчетной
схемы усилий, действующих в системе обсадная труба — кли-
нья — корпус, при котором считается, что внутренние распи-
рающие корпус силы распределены равномерно.
Под действием вертикальной нагрузки клинья распирают
корпус. Однако эта нагрузка должна относиться не ко всей по-
верхности тыльной стороны клина и контактирующей поверхно-
сти (эпюра 1, рис. II.5, а) корпуса, как это обычно принима-
ется, а к фактическому контакту клин — корпус (см. рис. II.5,
а, эпюра 2 и рис. 11.5,6). В связи с отклонением наружного
диаметра обсадных труб от номинального в допустимых преде-
лах (рис. II.6, а), а также из-за разных величин диаметраль-
ной деформации труб и глубин врезания насечки клина в трубу
клинья, захватывающие трубу, будут устанавливаться в кор-
28

пусе на разной высоте, интервал изменения которой составит
(рис. II.6, б)
h = Dmax - Dmin cos	(Ц. 1)
2
где Отах и Отт — соответственно максимальный и минималь*
ный диаметры обсадных труб данного номинального размера,
обычно а=7—9°.
При существующих допусках и размерах обсадных труб h
может составлять 20—40 мм, в результате чего контакт между
клином и корпусом при плюсовом допуске Drp будет не по по-
верхности, а по одной образующей, а при минусовом — по
краям клина. Поэтому фактическая эпюра (см. рис. II.5, б)
распирающих корпус усилий, как видно из схемы, будет совсем
иной, а корпус будет работать не так, как толстостенный сосуд
под давлением.
Иным будет и закон изменения сил по образующей. Огибаю-
щая эпюра усилий будет не прямолинейной, а сложной формы
(см. рис. II.5, а). В результате общая картина распределения
усилий, действующих от клиньев на внутреннюю поверхность
корпуса колонной головки, будет характеризоваться простран-
ственной эпюрой (см. рис. П.5, в). Как видно, она совершенно
не соответствует принимаемой при расчете корпуса по методике
для толстостенного сосуда под давлением.
Построение системы сил в клиньевом соединении, откоррек-
тированное с учетом влияния фланцевых соединений корпуса,
позволяет рассчитать с помощью ЭВМ корпус головки. Соот-
ветственно с учетом реальной картины контактных усилий дол-
жен рассчитываться и клин. Расчеты прокладки, фланцев, бол-
тов или шпилек колонных головок выполняются аналогично
расчетам фонтанной арматуры. §
§ 3. Оборудование стволовой и фильтровой частей скважины
Стволовая часть нефтяных, газовых и нагнетательных скважин
образована колоннами обсадных труб и цеметными кольцами.
Обсадные трубы изготовляются из горячекатаных стальных
заготовок.
Стандартами регламентируются механические свойства
стали, геометрические размеры труб и муфт и их отклонения,
конструкция труб, типы соединений, а также методы и пара-
метры их испытаний.
Стали труб с определенными механическими свойствами
входят в соответствующие группы прочности, число которых, по
мере прогресса черной металлургии, поставляющей трубы, уве-
личивается за счет улучшения механических свойств сталей.
В настоящее время число групп прочности наиболее распро-
страненных сталей для обсадных труб, которыми оснащена
большая часть скважин, равно семи. Стандартами регламенти-
29

Таблица 1
Группа прочности стали
Показатель	С	д	К	Е	Л	м	р
Временное сопротивление ов, МПа	550	650	700	750	800	900	1100
Предел текучести от, МПа	320	380	500	550	650	750	950
Относительное удлинение, %	18	16	12	12	12	12	12
руются основные показатели — временное сопротивление, пре-
дел текучести и относительное удлинение (табл. 1).
В последние годы осваивается производство обсадных труб
с механическими свойствами, лучшими, чем у стали группы Р.
Стандартом предусматривается изготовление труб с корот-
кой, нормальной и удлиненной резьбами 15 диаметральных раз-
меров. При этом регламентируются: наружный диаметр, тол-
щина стенки, внутренний диаметр, теоретическая масса 1 м
труб, соответствующие размеры муфт.
ГОСТ на обсадные трубы построен в виде схем обсадной
трубы и ее муфты с буквенными обозначениями всех необходи-
мых размеров, регламентируемых ГОСТом. Кроме метриче-
ского размера наружного диаметра указан соответствующий
ему размер в дюймах, необходимость которого вызвана тем, что
до недавнего времени все размеры труб указывались в дюймо-
вой системе.
В настоящее время в большинстве эксплуатационных сква-
жин (нефтяных, газовых, нагнетательных, специальных) экс-
плуатационные колонны собираются из труб одного из разме-
ров: 114, 127, 146, 168 и 194 мм. Из этих размеров в Советском
Союзе наиболее часты 146 и 168 мм.
Использование эксплуатационных колонн в основном лишь
двух размеров упрощает как сооружение, так и эксплуатацию
скважин. Однако необходимо иметь в виду, что эти размеры
обусловлены прежде всего не требованиями последующей экс-
плуатации скважин, а спецификой турбинного способа их про-
водки при предпочтительном использовании долот больших раз-
меров, что более эффективно.
В то же время дебиты большей части нефтяных скважин,
способы их эксплуатации и ремонта позволяют разрабатывать
нефтяные месторождения скважинами меньшего диаметра
(114 мм и много реже 127 мм) и лишь в случаях высокоде-
битных скважин больших диаметров (146 мм и более). В этом
случае при разработке месторождений скважинами с эксплуата-
ционными колоннами малых диаметров стало бы возможным
значительно уменьшить расход стали и средств.
30

Поэтому весьма важной задачей разработки нефтегазовых
месторождений является их разбуривание с максимальным ис-
пользованием эксплуатационных колонн меньших диаметров.
Для долговечности ствола эксплуатационной скважины
большое значение имеет правильный выбор толщин стенок об-
садных колонн. Однако до последнего времени метода, позво-
ляющего определять этот показатель с учетом всех факторов,
влияющих на долговечность колонн, не было. В результате тол-
щины стенок обсадных труб, как правило, завышаются, что
ведет к увеличению расхода металла, а в случаях неоправдан-
ного занижения — к сокращению срока службы колонн. При-
мером существенного вклада в решение проблемы оптимизации
выбора толщины стенок обсадных колонн являются, например,
результаты исследований М. Л. Кисельмана, установившего
взаимосвязь между характерами структур и литологии геоло-
гического разреза в месте бурения скважины и зоной и интен-
сивностью изнашивания обсадных колонн в процессе проводки
скважины. В результате выявления этой зависимости был пред-
ложен метод прогнозирования еще до начала бурения сква-
жины зон и интенсивности изнашивания обсадных колонн, что
позволило заранее предусматривать установку в этих зонах об-
садных труб с большими толщинами стенок, т. е. в конечном
счете повысить точност!) определения этого важнейшего пара-
метра.
Одним из факторов, учитываемых при расчете обсадных
колонн, является ее температура. Необходимость оборудования
для закачки в пласт теплоносителя и реализации условий для
применения внутрипластового горения привела к созданию но-
вых видов оборудования нагнетательных скважин.
Температурные колебания обсадной колонны приводят к пе-
ременным деформациям колонны, а при частичном ее цементи-
ровании — к перемещению ее верхней, т. е. устьевой, части. Ве-
личина перемещения определяется по формуле
//= 10(1-|-cqA/),	(П.2)
где at — коэффициент линейного расширения; Д/ — разность
температур в скважине и на поверхности, /0 — начальная длина
колонны.
Из (II.2) следует, что удлинение на поверхности может со-
ставить более 0,5—0,75 м.
Удлинение колонны обусловливает увеличение нагрузок на
цементное кольцо и колонную головку, что может привести
к их разрушениям. Для предотвращения этого применяют ко-
лонные головки, конструкция которых обеспечивает свободное
перемещение верхней части колонны по вертикали и компенси-
рует таким образом термические деформации.
При высокотемпературных процессах прочность обсадкой
колонны может существенно снижаться, а прочность цемент-
31

ного кольца, наоборот, увеличивается. Однако, при охлажде-
нии, сжимаясь, оно может разрушиться.
Подача по стволу скважины или специальной колонне аг-
рессивных сред, пара при одновременном воздействии высокой
температуры активизирует коррозию. Поэтому марки сталей,
как и толщины, труб должны подбираться с учетом этих фак-
торов.
К настоящему времени разработан и реализован целый ряд
вариантов конструкций скважин для нагнетания в пласт тепло-
носителя или для инициирования горения в зажигательных
скважинах.
Зоны вскрытого скважиной продуктивного пласта оборуду-
ются фильтром. Фильтр скважины предназначен для исклю-
чения разрушения продуктивного пласта в зоне скважины и
для очистки пластовой жидкости, попадающей из пласта
в скважину, от крупных и мелких фракций породы, составля-
ющей пласты.
Важнейшей характеристикой фильтра является его гидро-
динамическое качество, определяемое гидравлическим сопро-
тивлением потоку пластовой жидкости, которое зависит как от
технологии бурения в период проводки скважины через продук-
тивный пласт, так и от конструкции фильтра.
Наилучшее гидродинамическое качество фильтра обеспечи-
вается такой технологией бурения, при которой проникновение
глинистого раствора в поры и трещины продуктивного пласта
минимально.
Фильтр скважины может быть неизвлекаемым (постоян-
ным) или сменным. К неизвлекаемым относится стреляный
фильтр, получаемый при нулевой, кумулятивной или гидро-
пескоструйной перфорациях колонны и цементного кольца
с образованием серии радиальных каналов, соединяющих внут-
реннюю полость эксплуатационной колонны с пластом. Гидро-
динамическое качество подобных фильтров низкое, более высо-
кое обеспечивается использованием гравийных фильтров. Не-
извлекаемый фильтр образуется засыпкой гравия необходимого
фракционного состава между стволом скважины и перфориро-
ванной частью эксплуатационной колонны.
К сменным фильтрам относятся гравийные, каркасно-стерж-
невые, гравитационные, металлокерамические и т. д. Сменный
гравийный фильтр представляет собой две концентрично распо-
ложенные трубы, между которыми засыпан гравий. Фильтр
в сборе спускается внутрь эксплуатационной колонны и уста-
навливается в зоне продуктивного пласта. В верхней и нижней
частях фильтр герметизируется.
Фильтры иных конструкций, например металлокерамичес-
кие, состоят из корпуса и фильтрующих элементов, изготовлен-
ных из спеченных металлических шариков. Подбором размеров
шариков обеспечивается требуемая проницаемость фильтра,
а материал, из которого они изготовлены, предопределяет кор-
32

розненную стойкость фильтра. Высота фильтра должна соот-
ветствовать толщине продуктивного пласта, устанавливается он
аналогично сменному гравийному фильтру.
При эксплуатации скважины фильтр засоряется частицами
породы, выносимыми потоком пластовой жидкости из продук-
тивного пласта, покрывается смолистыми веществами, содер-
жащимися в жидкости. Все это ухудшает его гидродинамичес-
кое качество. Для восстановления первоначальных показателей
фильтра его либо промывают, не извлекая из скважины, созда-
вая поток жидкости обратного направления, либо, если позво-
ляет конструкция, извлекают на поверхность и заменяют но-
вым или регенерированным.
Необходимость в применении гравийных металлокерамичес-
ких и других фильтров обусловлена прежде всего механичес-
кими свойствами породы продуктивного пласта. В том случае,
когда он представляет собой слабо сцементированный песчаник,
применение фильтров обязательно. Иначе выносимые потоком
пластовой жидкости песчинки будут образовывать пробки в ко-
лонне подъемных труб, приводить к ускоренному износу как
эксплуатационной колонны, так и всего оборудования для подъ-
ема жидкости на поверхность.
§ 4. Оборудование скважины для предупреждения открытого
фонтанирования
Некоторые виды ремонта и обслуживания нефтяных или газо-
вых скважин в фонтанный период их эксплуатации, а иногда
при эксплуатации высоконапорных пластов газлифтным или
насосным способом связаны с необходимостью глушения сква-
жин утяжеленными растворами. При этом выполняют сложные
дорогостоящие работы. Однако надо отметить, что глушение
отрицательно сказывается на последующей эксплуатации сква-
жины из-за снижения проницаемости призабойной зоны пласта.
К глушению скважины прибегают и при аварийном (от-
крытом) фонтанировании скважины, а также при спуске
в фонтанную скважину труб или другого оборудования.
При разрушениях оборудования устья, обсадных колонн,
фонтанной арматуры возникают открытые, неуправляемые фон-
таны, т. е. аварийная ситуация, ликвидация которой обычными
приемами, т. е. герметизацией устья и глушением, чрезвычайно
сложна.
Каждый случай открытого фонтанирования скважины на-
носит серьезный ущерб окружающей среде, причем тем боль-
ший, чем продолжительней открытое фонтанирование и чем
больше дебит скважины. Открытое фонтанирование часто при-
водит к пожарам, несчастным случаям, к нанесению непопра-
вимого ущерба самой нефтяной или газовой залежи.
Так, например, в результате небрежности при установке
оборудования для глушения скважины на одной из эксплуата-
2 Заказ № 416
33

: 00
Рис. II.7. Схема оборудования скважины для преду-
преждения открытого фонтанирования с клапаном-отсе-
кателем пласта
ционных платформ в Северном море возник
открытый фонтан, который был ликвидирован
лишь через несколько суток. За это время
на поверхность моря было выброшено более
70 тыс. м3 нефти, что нанесло серьезный
ущерб окружающей среде.
’Для исключения открытого фонтанирова-
ния при аварийном разрушении устьевого
оборудования или во время ремонтных работ
скважины, способные фонтанировать, обору-
дуются размещаемыми в нижней части
ствола скважины клапанами-отсекателями
пласта для разъединения нижней фильтровой
части скважины от ее верхней части.
Клапан-отсекатель пласта также
должен позволять выполнять все необходи-
мые в период эксплуатации скважины техно-
логические процессы, например кислотную
обработку пласта, его гидроразрыв или смену
насосного или фонтанного оборудования и
т. п. Поэтому клапан-отсекатель пласта до-
полняется другим оборудованием и представ-
ляет систему, состоящую из нескольких уст-
ройств, главными из которых являются сам
клапан-отсекатель, герметизатор (пакер),
якорь, удерживающий пакер на заданном
уровне, канал связи для управления клапа-
ном, собственно управление, устройство для
обеспечения возможности установки и демон-
тажа клапана, якоря и пакера, устройство
для выполнения технологических процессов и
операций.
Перечисленные устройства, размещенные
непосредственно над фильтровой частью сква-
жины, эксплуатируются в условиях, определя-
емых особенностями эксплуатации пласта, т. е.
свойствами пластовой жидкости или газа, их
дебитом, агрессивностью среды, наличием или отсутствием аб-
разива, температурой, давлением. В этих условиях каждое из
этих устройств должно безотказно срабатывать в течение всего
периода его эксплуатации в скважине, что является весьма
сложной инженерной задачей.
Требования защиты окружающей среды, особенно при раз-
работке месторождений шельфа, охраны труда и техники без-
опасности, сделали этот вид внутрискважинного оборудования,
34

несмотря на его сложность и высокую стоимость, обязатель-
ным элементом оборудования фонтанных нефтяных или газо-
вых скважин и вообще всех эксплуатационных скважин на
морских и океанских шельфах.
Клапан-отсекатель пласта (рис. II.7) состоит из пакера 1,
клапана-отсекателя 2, разъединителя 3, циркуляционного кла-
пана 4 для аварийного глушения скважины, клапана для ввода
ингибитора 5, телескопического соединения 6 для компенсации
линейных деформаций, дросселя 7 для регулировки расхода
пластовой жидкости, приемного клапана 8. Пакеры от-
личаются направлением воспринимаемого и передаваемого на
эксплуатационную колонну усилия, а также способами фикса-
ции, посадки и извлечения, а также исполнениями для разных
сред, размерами и конструкцией.
* С клапанами-отсекателями используют пакеры двух типов:
неизвлекаемый и демонтируемый. Первые, часто называемые
стационарными, удаляются из ствола скважины с предвари-
тельным разбуриванием (поэтому называются иногда разбури-
ваемыми), вторые извлекаются без разбуривания, пакеры
обоих типов спускаются на колонне НКТ, а иногда на канате.
Разбуриваемый стационарный пакер (рис. II.8, а) состоит
из корпуса 12 с головкой 3, имеющей пазы 6, наружную ци-
линдрическую поверхность 4 и внутреннюю 2, выполненную
в верхней части в виде посадочного ниппеля. На штифтах 8
установлен переводник 1 с уплотнительными манжетами 5 и
замком 7, входящим в паз во избежание вращения перевод-
ника относительно головки. Переводник соединяет пакер с ко-
лонной.
На нижний конец конуса навинчены две концентричные
втулки 21 и 23, которые вместе с ниппелем 24 образуют порш-
невую камеру с перемещающимся поршнем 22 и толкателем.
Поршневая полость сообщается с центральным каналом пакера
отверстием А.
На корпусе 12 смонтирован уплотнитель 15, состоящий из
резиновых элементов и шлипсовых узлов 9, 18 и 10.
В шлипсовые узлы входят срезные штифты 14, 20 и 16, ко-
нусы 17 и 13, фиксирующие ленты 11, упорные кольца 19. Па-
кер устанавливается в скважине с помощью колонны НКТ.
После спуска колонна насосно-компрессорных труб закупори-
вается для возможности установки пакера.
В колонну нагнетается жидкость, которая через отверстие
А поступает под поршень 22. Под давлением жидкости поршень
через толкатель действует на кольцо 19, которое после среза
штифтов 20 перемещается вверх, толкая нижние шлипсы 18
на конус 17. Фиксирующие штифты 16, связывающие корпус
пакера с нижним 17 и верхним 13 конусами, срезаются. Уплот-
нители с конусами сдвигаются вверх, нижние шлипсы 18, пере-
мещаясь вверх по конусу 17, разрывают ленту 11 и выдвига-
ются наружу.
2*
35

Резиновые уплотни-
тели 15, расширяясь, раз-
общают и герметизируют
верхнюю и нижнюю зоны
затрубного простран-
ства пакера. Шлипсы при
этом удерживают пакер
в стволе скважины.
При подъеме колонны
НКТ прикладывается до-
полнительная растягива-
ющая нагрузка, штифты
6 срезаются, переводник
7 с колонной НКТ извле-
каются на поверхность,
а пакер остается в сква-
жине.
Демонтируется такой
пакер разбуриванием —
фрезерованием верхних
шлипсов инструментом
с ловителем. При спуске
инструмента ловитель
проходит в корпус, фрезы
упираются в верхние
шлипсы, и в результате
вращения, срезав шлип-
сы, ловитель удерживает
сборку ниже пакера и
предохраняет ее от паде-
ния на забой во время
подъема. Извлекаемый
съемный пакер (рис. II.8,
б) устанавливается, как
и стационарный, созда-
нием в центральном ка-
Рис. II.8. Конструкция пакеров, спускаемых
на трубах:
а — неизвлекаемый пакер (разбуриваемый); б
извлекаемый пакер
нале давления жидкости,
поступление которой в ка-
меру А разводит толка-
тель 17 и поршень 16 после среза штифтов 15 в противополож-
ные стороны. Поршень давит на нижнее кольцо 14, которое
деформирует манжеты И, герметизирующие и разобщающие
зоны выше и ниже пакера. При опускании толкателя 17 шлип-
сы 20 с пружиной 19 выдвигаются по корпусу 21 и заякоривают
пакер в эксплуатационной колонне скважины.
Освобождение пакера достигается вращением и приподни-
манием колонны НКТ. При этом срезаются штифты 4, связы-
вающие втулку 2 с переводником /, а при первых оборотах
упор 6 сворачивается с разгрузочной муфты 5, перемещаясь
36

вверх до упора в торец переводника 1. В результате обеспечи-
вается сообщение центрального канала пакера, через отверстие
3 во втулке 2 с затрубным пространством. При дальнейшем
повороте муфта 5 сворачивается с верхней трубы 8 и переме-
щает вверх подшипниковый узел 7 и кольцо 9, которое через
гильзу 12 увлекает вверх камеру с поршнем 16 и толкателем
17. Уплотнения 11 и шлипсы 20 освобождаются от торцевых
37

упоров 10 и 13. После этого пакер извлекается на поверхность
колонной НКТ.
Рассмотренные пакеры изготавливаются двух типов с пере-
крытым проходным каналом (ПР-Г) и с каналом для клапана-
отсекателя (ПР-К). Способ посадки пакеров — гидравлический,
максимальный перепад давления, воспринимаемый пакерами,
21МПа, температура рабочей среды 100°С.
Технические характеристики пакеров ПР-Г и ПР-К
ПР-К-118-21	ПР-Г-118-21
ПР-К-122-21 ПР-Г-122-21
Диаметр эксплуатационной
колонны, мм:
условный .............
внутренний ...........
Диаметр колонны НКТ, мм
Рабочая среда ..........
Диаметр X длина, мм
Масса, кг...............
146	146	146	146
124—128
73	73
130—133
73	73
нефть, газ, пластовая вода
118X 990	118X 910	122 X 990	122 X 910
19	16	19	16
Продолжение
ПР-К-1:6-21 ПР-Г-136-21 ПР-К-140-21
ПР-Г-140-21
Диаметр эксплуатационной
колонны, мм:
условный ...............
внутренний ...........
Диаметр колонны НКТ, мм
Рабочая среда ..........
Диаметр X длина, мм . .
Масса, кг...............
168	168	168	168
144,3	146,3	148,3	150,3
73	73	73	73
нефть, газ, пластовая вода
136X 990	136X 910	140X 990	140X 910
19	16	19	16
В газовых, конденсатных и газоконденсатных скважинах,
продукция которых содержит до 6 % сероводорода, исполь-
зуют пакеры 2ПД-ЯГ. Их конструкция аналогична описанной
выше.
Технические характеристики пакеров 2ПД-ЯГ и 1ПД-ЯГ			§ сЙ с	со X С
	О) g СО 5 5 сч	СМ & о LO СО io сЙ Й С 0-1		
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм 		168	178	178	146
Наибольший перепад давления, воспри- нимаемый пакером, МПа		35	35	50	50
Присоединительная резьба для насосно- компрессорных труб диаметром, мм	114	114	73	73
Диаметр проходного канала, мм ...	80	80	62	62
Наружный диаметр, мм 		136	145	144	118
Длина, мм		2000	2000	2800	2800
Масса, кг		85	95	105	112
38

Условный диаметр эксплуатационной ко-
лонны, мм ..........................
Наибольший перепад давления, воспри-
нимаемый пакером, МПа..............
Присоединительная резьба для насосно-
компрессорных труб диаметром, мм
Диаметр проходного канала, мм . . .
Наружный диаметр, мм ...............
Длина, мм...........................
Масса, кг...........................
Продолжение
§ <м	о о СО	о	!
К.	К	R	R
Ч	ч	ч	Ч
Е	Е	Е	Е
—	—	—	
146	168	168	168
50	50	50	50
114	114	89	' 89
62	73	73	73
122	136	140	144
2800	2968	2968	2975
119	140	146	157
Другие типы извлекаемых пакеров отличаются в основном
конструкцией и расположениеги шлипсовых узлов. В широко
применяемом для фонтанирующих скважин пакере 1ПД-ЯГ
в качестве верхнего заякоривающего устройства используется
якорь автономного действия (рис. II.9). Он имеет подпружинен-
ные плашки, расположенные в корпусе 3. Под действием внут-
реннего избыточного давления плашки 1 выдвигаются из кор-
пуса 3 наружу и взаимодействуют с эксплуатационной колон-
ной, фиксируя якорь. При отсутствии давления плашки под
действием пружин 2 возвращаются в исходное положение, ос-
вобождая якорь.
Якори выпускаются нескольких размеров для эксплуатаци-
онных колонн диаметрами 146 и 168 мм.
Самостоятельную группу составляют пакеры, устанавлива-
емые в колонне с помощью каната и кабеля. Пакеры, спускае-
мые на кабеле, устанавливают с помощью кабельного адаптер-
ного прибора (рис. 11.10) следующим образом.
По достижении заданной глубины по кабелю передается
электрический импульс, подрывающий заряд 4, давление в ка-
мере А передается через поршень 7 жидкости 6. Избыток газа
выходит через отверстие Г, а при давлении выше допустимого —
и через отверстие Д. Жидкость б дросселируется и через канал
Б поступает под поршень 10, что обеспечивает плавное нара-
стание усилия на штоке 11. Перемещение поршня 10 и штока
11 вызывает перемещение муфты 15, с которой шток связан
звеном 14, скользящим в пазах В. Муфта 15 перемещается
вдоль оправки 13. Через гайку 16 и муфту адаптера 18 муфта
15 давит на головку 25 пакера, а корпус 27 пакера удержива-
ется в неподвижном состоянии освобождающейся муфтой 24,
цанги Ц которой расперты в резьбе корпуса пакера направля-
ющей оправкой 26. Смещение головки 25 передается на шлипсы
37, в результате чего штифты 35 разрушаются и шлипсы 37
передвигаются по конусу 36 до сцепления с обсадной колон-
39

Рис. 11.10. Кабельный адаптерный прибор:
/ — головка; 2 — запал; 3 — корпус; 4 — заряд; 5 — цилиндр; 6 — рабочая жидкость; 7 —
поршень; 8 — соединитель; 9 — нижний цилиндр; 10 — поршень; // — шток; 12 — головка
цилиндра; 13 — оправка; 14— поперечное звено; /5 — муфта; 16—регулировочная гай-
ка; П — паз; 18 — адаптер; 19 — втулка; 20 — промежуточная гайка; 21 — втулка; 22 —
штифт; 23—направляющая оправка; 24— муфта; 25—головка; 26 — оправка; 27 — кор-
пус; 28, 35 — штифт; 29—шлипс; 30—корпус; 3/— уплотнения; 32—гайка; 33—свин-
цовое кольцо; 34 — конус; 36 — коническая поверхность; 37 — верхние шлипсы; 38 — кор-
пус; А—камера" высокого давления; Б — дросселирующий канал; В— продольный на-
правляющий паз оправки; Г, Д, Е — дренажные отверстия; Ц — перо цанги
ной, а пакер оказывается зафиксированным. Продолжая пере-
мещаться, поршень 10 поднимает головку пакера 25, срезая
при этом винты 35, соединяющие верхний конус с корпусом па-
кера. Конус более плотно вклинивается под шлипсы, после
40

чего происходит сжатие уплотнительных манжет и свинцовых
колец, которые, деформируясь, герметизируют и разобщают за-
трубное пространство. При дальнейшем перемещении конуса
36 разрушаются срезные винты, связывающие нижние шлипсы
29 с конусом 30 и последний с корпусом пакера. Шлипсы, дви-
гаясь по конусу 30 вверх, врезаются в обсадную колонну, соз-
давая упор, исключающий перемещение пакера вниз. Стопоры
фиксируют конусы, головку и корпус пакера. После надежного
соединения пакера с колонной двумя парами шлипсов и разоб-
щения межколонного пространства перемещение поршня 10
приводит к увеличению усилия и срезу штифта 22. При этом
оправка 23 с направляющей 26 освобождается и спускается
вниз до муфты 24. Цанговые захваты Ц муфты сближаются и
выходят из зацепления с корпусом пакера. Муфта падает вниз
до упора в заплечики корпуса 38 оправки, после чего инстру-
мент может быть извлечен на поверхность.
Пакер поднимается при разбуривании верхних шлипсов спе-
циальным бурильным инструментом. По достижении инстру-
ментом пакера ловитель его проходит внутрь корпуса, а фреза
находит на головку пакера и упирается в верхние шлипсы.
Вращением инструмента фреза срезает зубцы верхних шлип-
сов, а ловитель предохраняет пакер от падения на забой.
Пакер этот удовлетворяет требованиям, предъявленным
к оборудованию для предотвращения открытых фонтанов и ра-
бот под давлением, однако необходимость разбуривания его
для поднятия является существенным недостатком.
Извлекаемый пакер РД лишен этого недостатка. Как и па-
кер Д, он устанавливается с помощью кабеля, а поднимается
с помощью специального инструмента. Пакер (рис. 11.11) имеет
корпус 19, верхнюю втулку 18, уплотнительные элементы 16,
храповые стопоры 17, верхнюю J5 и нижнюю 12 конусные
втулки, опору 14 шлипсов 13, упорное кольцо 24, толкатель 23,
держатель хомута 22, связанный с корпусом срезным штифтом
20. Нижняя конусная втулка имеет фиксаторы 21. Шлипсы
в этом пакере расположены ниже уплотнителей. При этом верх-
ние и нижние шлипсы размещены по окружности пакера в шах-
матном порядке.
Инструмент для подъема пакера имеет шток 2, оканчиваю-
щийся наверху муфтой 1 для соединения с колонной труб,
а внизу — удерживающей втулкой И. На штоке выполнены
опорный 6 и зубчатый 5 бурты. На нем установлены также за-
хватывающая муфта 3 с цапфами 4 и освобождающая муфта
8, зафиксированная в осевом направлении нижним кольцом 9.
Последнее связано со штоком 2 срезным штифтом 10. Муфта
прижата к кольцу пружиной 7.
Пакер освобождается подъемным инструментом, спускае-
мым на трубах и автоматически с ним соединяющихся, когда
муфта 3 садится в верхний переводник корпуса и захватывает
левую резьбу цапфами 4. Освобождающая муфта 8 проходит
41

в пакер и устанавливается под упорным кольцом 24. После
этого создают усилие, направленное вверх, под действием ко-
торого нижнее кольцо 9 расклинивает цапфы освобождающей
муфты 8, а при дальнейшем перемещении вверх при одновре-
менном наращивании усилия муфта через толкатель 23 дейст-
вует на держатель хомута 22 и срезает штифты 20. Держатель
22 поднимается, освобождая фиксаторы 21. Одновременно осво-
бождающая муфта 8 через упорное кольцо 24 и толкатель 23
передает усилие на корпус 19 пакера.
Дальнейшее увеличение усилия срезает штифт 10, освобож-
дая шток 2, а зубчатый бурт 5 ударяет о захватывающую
муфту 3, передавая ударную нагрузку корпусу пакера. Нижнее
кольцо 9, смещаясь вниз относительно штока, перестает рас-
клинивать цапфы освобождающей муфты,, и последняя входит
в корпус пакера.
42

Ударная нагрузка совместно с усилием сжатого уплотни-
тельного элемента пакера перемещает корпус вверх, что при-
водит к выходу фиксаторов 21 из зацепления с корпусом; ниж-
ний конус 12 выходит из зацепления с пакером. Вместе с кор-
пусом поднимается и головка пакера 18, удерживаемая
храповой защелкой, что приводит к снятию осевого сжимаю-
щего усилия с уплотнительных элементов 16 и уменьшению их
размеров в радиальном направлении. Уплотнения теряют кон-
такт с колонной, и при дальнейшем движении корпуса вверх
храповая защелка проскальзывает до тех пор, пока кольцевой
бурт корпуса не упрется в головку, а через нее в верхний ко-
нус 15, который в результате движения корпуса будет выдви-
нут из-под верхних шлипсов, после чего демонтируют нижние
шлипсы, опускают из-под них нижний конус и пакер подни-
мают на поверхность.
Требования особо высокой надежности к этому оборудова-
нию приводят к необходимости точного их изготовления, ис-
пользования особо стойких по отношению к коррозионным
средам и высоким температурам материалов и высококвалифи-
цированного выполнения работ по их установке или демон-
тажу.
Для обеспечения надежности работы пакера обсадная труба
в зоне его установки должна быть по внутренней поверхности
строго цилиндрична, не иметь вмятин, задиров, заусенцев,
а участок монтажа должен быть тщательно очищен от отложе-
ний солей, смол, парафина, абразива, цемента.
Пакеры рассмотренных типов используются не только для
клапанов-отсекателей пласта, но и для других целей.
Клапаны-отсекатели пласта отличаются способами управле-
ния, соединения с колонной, расположением в колонне и про-
ходными каналами. Различают автоматические и управляемые
клапаны. Автоматические подразделяют на срабатывающие
при уменьшении давления в зоне их установки или при превы-
шении заданного расхода потока. Клапаны различаются спосо-
бами соединения с колонной и бывают съемные, которые
устанавливаются в ниппели на колоннах инструментами, спу-
скаемыми на проволоке или канате, и стационарные, устанав-
ливаемые непосредственно на трубах и извлекаемые только
вместе с ними.
Автоматический клапан-отсекатель (рис. 11.12, а) имеет кор-
пус 5, внутри которого подвижно смонтирована труба 4. С ниж-
ним концом трубы соединено верхнее седло 8. Нижнее седло
12 соединено с верхним скобами 10, и перемещается в направ-
ляющей 13. Между верхним и нижним седлами установлен шар
11 с отверстием.
Совмещение отверстия шара с центральным каналом отсе-
кателя достигается с помощью штифта 9, с одной стороны
ввернутого в корпус, с другой — входящего в фигурный паз на
шаре. Наверху корпуса смонтирован переводник 1, соединен-
43

структивная схема
клапанов - отсека’
телей пласта:
а. — автоматический; б — дистанционно-
управляемый
ный с уравнительным кла-
паном и замком. Полость
между корпусом 5 и по-
движной трубой 4 загерме-
1 тизирована резиновыми
2 кольцами 2 и 7. В ней на-
ходится газ под давлением
и размещена пружина 6,
упирающаяся во внутрен-
ний выступ корпуса 5 и
в упор 3.
Давление в герметич-
ной полости и усилие пру-
жины подбираются таким
образом, чтобы под дейст-
вием давления пластовой
жидкости в месте уста-
новки отсекателя за счет
усилия, возникающего
вследствие разности пло-
щадей верхнего и нижнего
концов подвижной трубы,
последняя находилась бы
в крайнем нижнем положе-
нии. При этом шар уста-
навливается в положение
«Открыто». При падении
давления в зоне установки
отсекателя усилия пружины
и давление газа в полости
преодолевают усилие, дей-
ствующее на подвижную
трубу, и последняя вместе
с седлами и шаровым
клапаном перемещается
вверх, а шар, поворачиваясь
вокруг оси, перекрывает
центральный канал отсека-
теля.
Отсекатель спускается в скважину на проволоке (канате).
Клапан-отсекатель открывается от давления в центральном
проходе колонны, превышающего давление скважины, или от
открытия уравнительного клапана специальным инструментом,
также спускаемым на проволоке.
Преимуществом описанного отсекателя является открытое
проходное сечение центрального клапана, недостатком — нали-
чие герметичной камеры, в которой необходимо сохранять оп-
ределенное давление газа в течение всего срока эксплуатации,
что снижает надежность клапана.
44

Отечественной промышленностью выпускаются полнопро-
ходные шаровые клапаны-отсекатели КА, предназначенные для
эксплуатации в средах, содержащих СОг до 6 % (индекс К1)
и СО2 и H2S до 6 % (индекс К2), рассчитанные на рабочее
давление 35 МПа.
Технические характеристики автоматических клапаиов-отсекателей
	КА-73-350-К1 КА-73-350-К2	КА-89-350-К1 КА-8Э-350-К2	КА-114-350-К1 КА-114-350-К2
Диаметр подъемных труб, мм Диаметр проходного канала,	73	89	114
ММ			30	38	48
Длина, мм		560	567	615
Масса, кг 		7,2	10	12,8
Недостатком автоматических клапанов-отсекателей явля-
ется отсутствие дистанционного оперативного управления их
работой.
Клапаны-отсекатели с дистанционным управлением по кон-
струкции запорного органа аналогичны отсекателям с автома-
тическим управлением, но имеют более сложную конструкцию
системы в целом.
Клапан позволяет перекрывать фонтанирующую скважину
в любой момент по команде с пульта управления — вручную
или от аварийного датчика. Усложнение клапана обусловлено
дополнительным наземным оборудованием и каналом управле-
ния— трубопроводом, присоединяемым к колонне насосно-ком-
прессорных труб специальными хомутами, усложняющими
спуск-подъем колонны.
Как и автоматический, управляемый клапан (рис. 11.12, б)
спускается на проволоке (канате) и устанавливается в поса-
дочный ниппель 2 с муфтой 9, к которому подведена наружная
линия управления 3 на колонне насосно-компрессорных труб.
Отсекатель имеет корпус, состоящий из трубы 4, стакан 6
и хвостовик 16 с подвижным клапанным узлом, включающим
верхнее 8 и нижнее 13 седла и шар 12 между ними. Шар имеет
сквозное отверстие и фигурный паз на наружной поверхности.
Хвостовики седел 8 и 13 образуют с корпусом отсекателя две
камеры. Верхняя герметичная, в ней помещен кольцевой пор-
шень 10. Эта камера через отверстие Б в корпусе соединена
с трубкой управления 3.
Полость ниппеля А герметизирована уплотнениями 5 и 7
на поверхности отсекателя. Эти же уплотнения герметизируют
соединения клапана в ниппеле.
Пружина 15 упирается в регулировочные шайбы 14 и через
втулку 17 в корпус отсекателя. Верхний конец отсекателя за-
канчивается замком 1, фиксирующим клапан на ниппеле на-
сосно-компрессорных труб.
После установки клапана в ниппеле по трубе управления
в верхнюю камеру подается рабочая жидкость. Поршень 10
45

перемещается вниз и отводит верхнее и нижнее седла 8 и 13
в крайнее нижнее положение. С помощью штифта 11, вверну-
того в корпус и входящего в фигурный паз, шар занимает по-
ложение, при котором сквозное отверстие совпадает с каналом
клапана.
Давление в камере удерживает пружину 15 клапана в от-
крытом положении.
При снижении давления в камере — в случае аварии с на-
земным оборудованием или по команде сверху — усилие пру-
жины и давление скважинной жидкости на поршень отводят
клапанный узел в крайнее верхнее положение, при котором шар
седлами занимает положение «Закрыто». Отсекатель открыва-
ется вновь при подаче давления в его верхнюю камеру по
трубопроводу управления.
В СССР выпускаются управляемые клапаны-отсекатели двух
типоразмеров КАУ-89-350 и КАУ-73-500. В первом применен
запорный орган в виде заслонки, во втором — шаровой.
Техническая характеристика управляемых клапаиов-отсекателей
Максимальное рабочее давление, МПа..........
Условный диаметр подъемных труб, мм . . . .
Диаметр проходного канала, мм ..............
Длина, мм...................................
Масса, кг ..................................
КАУ-89-350
35
89
35
1060
18,2
КАУ-75-500
50
73
28
970
12,5
При эксплуатации скважин, оснащенных клапанами-отсека-
телями пласта, как и при эксплуатации скважин без них, воз-
никает необходимость выполнения целого ряда внутрискважин-
ных процессов и операций, которые осуществляются под давле-
нием.
При внутрискважинных ремонтах под давлением пакер
с клапаном-отсекателем оснащают различными устройствами,
в частности клапанами нескольких назначений (рис. 11.13):
уравнительными, приемными, обратными и циркуляционными.
Рассмотрим их устройство.
Циркуляционный клапан служит для временного
сообщения центрального прохода колонны с затрубным прост-
ранством при промывках забоя, затрубного пространства и ко-
лонны НКТ, обработке забоя различными химическими реаген-
тами при аварийном глушении скважины и т. д.
Клапан (рис. 11.13, а) устанавливается на колонне НКТ
и извлекается вместе с ней. Он состоит из корпуса 4 с отвер-
стиями, в каждом из которых а установлены подвижная втулка
3 с отверстиями б. Последняя загерметизирована уплотнитель-
ными элементами 6, 7, 8, 9, 10. Резьбовые соединения уплот-
нены кольцами 5. Для соединения клапана с насосно-компрес-
сорными трубами корпус имеет переводники 2 и 11. К верхнему
переводнику 2 присоединяется муфта 1. В открытом и закрытом
46

Рис. 11.13. Конструкции специальных клапанов:
а — циркуляционный; б — уравнительный; в — приемный;
коническими клапанами
г — обратный с двумя

положениях втулка 3 фиксируется фиксатором 12, размещен-
ным в кольцевой проточке нижнего переводника 11 и входя-
щим в одну из кольцевых проточек втулки.
Управляется клапан смещением втулки 3 вверх или вниз,
при котором соответственно совпадают или перекрываются от-
верстия а и б на корпусе и втулке. Управление осуществляется
с помощью специального инструмента, вставляемого в верх-
нюю проточку д втулки 3 для ее смещения вверх при открытии
или в нижнюю проточку е для ее смещения вниз при закрытии
клапана.
Уравнительный клапан применяется для выравнива-
ния давления по сторонам запорного элемента скважинного ап-
парата для его открытия или извлечения из колонны в комп-
лекте с клапанами-отсекателями, глухими пробками, прием-
ными клапанами.
Клапан (рис. 11.13, б) состоит из корпуса 1, в стенку кото-
рого вмонтированы клапаны 3. Пружины 2 клапанов удержи-
ваются чехлом 4. Седлами клапанов являются сопрягаемые
с ними поверхности, выполненные в отверстиях, где распо-
ложены пружины. Клапан открывается с помощью штанги
с грузом, спускаемых в скважину на проволоке или на канате.
Приемный клапан (рис. 11.13, в) используется для
посадки пакера и для других видов работ, когда требуется пе-
рекрыть проход колонны для создания в ней давления. После
посадки пакер опрессовывают, при этом иногда выявляют не-
возможность поднятия давления для окончательной герметиза-
ции эксплуатационной колонны пакером из-за преждевремен-
ного срыва опрессовочного шара из седла. В этом случае ис-
пользуют приемный клапан, который сажают в непроходной
ниппель под пакером. Приемный клапан состоит из корпуса 7,
верхний конец которого служит седлом под шаровой запор.
Сверху к корпусу крепится клетка 4, внутри которой помещен
шар 5. На корпус надевается кожух 3 с головкой под ловитель.
На боковой поверхности кожуха выполнены окна, сообщаю-
щиеся с внутренней полостью клетки.
Юбка кожуха перекрывает отверстие в стенке корпуса, уп-
лотняемое кольцами 6. От продольного перемещения кожух
удерживается срезным штифтом 2, вставленным в стержень 1.
Приемный клапан в непроходном ниппеле герметизируется уп-
лотнениями 8. При извлечении клапана срезается штифт 2 и
кожух 3 смещается вверх до упора о головку стержня 1, урав-
нительное отверстие открывается, а давление над шариком 5
и под ним выравнивается, после чего клапан легко извлекается
из ниппеля.
Обратный клапан применяется (рис. 11.13, г) для пере-
крытия прохода колонн при спуско-подъеме их под давлением.
Он должен постоянно перекрывать проход и обеспечивать воз-
можность глушения скважины для предотвращения аварий.
Обратные клапаны применяются также вместе с газлифтными
48

и перекрывают проход в межколонное прост-
ранство обратному потоку жидкости. Иногда их
устанавливают без пружин и в этом исполне-
нии используют как реверсивные, закрываемые
давлением потока скважинной жидкости.
Обратные клапаны устанавливаются как не-
посредственно на колонне труб, так и в поса-
дочные ниппели на проволоке или канате.
Глухие пробки (рис. 11.14) применяются
для герметизации прохода колонны в посадоч-
ном ниппеле по уплотняемой цилиндрической
поверхности. Они имеют корпус 3, внутри кото-
рого установлен подпружинный поршень 2, уп-
лотнительные кольца 1 которого в отжатом
положении пружины 4 перекрывают каналы
в боковых стенках корпуса, соединяющие за-
трубное и трубное пространства. При установке
пробки спускной инструмент отжимает поршень
2 и пробка спускается в скважину, позволяя
циркулировать жидкости через открытый ка-
нал. После посадки пробки и извлечения спуск-
ного инструмента поршень 2 перекрывает канал
Рис. 11.14. Кон-
струкция глу-
хой пробки
а, герметизируя центральный проход колонны.
При необходимости извлечения пробки поршень 2 смещают
вниз стержнем подъемного инструмента до открытия канала,
после чего давление выравнивается над и под пробкой.
Посадочный ниппель — элемент сборки колонны для
скважинных работ, представляет собой патрубок с радиально
расположенными каналами. Он предназначен для установки и
фиксации в колонне скважинных аппаратов и приборов, спу-
скаемых на проволоке или канате.
Компоновка оборудования скважины комплексом описан-
ных устройств в сочетании с клапаном-отсекателем пласта по-
казана на рис. 11.15.
В Советском Союзе выпускаются комплексы скважинного
оборудования для перекрытия ствола фонтанирующих скважин
с автоматически и дистанционно управляемыми клапанами-от-
секателями: КО и кпг.
Комплекс отсекателя КО выпускается одного типо-
размера КО-219/168-140. Он рассчитан на использование
в скважинах газовых месторождений Севера и Тюменской об-
ласти при давлениях до 14 МПа, для установки в эксплуатаци-
онные колонны условным диаметром 219 мм.
Комплекс подземного оборудования для га-
зовых скважин КПГ предназначен преимущественно для
эксплуатации в скважинах, содержащих сероводород и углекис-
лоту.
В этом комплексе используется автоматический полнопро-
ходный клапан-отсекатель КА.
49


Рис. 11.15
Рис. JI. 17
Рис. 11.15. Схема компоновки оборудования:
/— фонтанная арматура; 2 — ниппель для опрессовочного клапана; 3— телескопическое
соединение; 4 — иигибнториый клапан; 5 — циркуляционный клапан; 6 — циркуляционный
механический клапан; 7 — разъединитель колонны; 8 — пакер; 9—ниппель для клапана-
отсекателя; 10 — клапаи-отсекатель с замком; 11—ниппель для приемного клапана;
12 — башмачный клапан
Рис. 11.16. Схема компоновки внутрискважинного оборудования КУСА-73-500:
/ — трубка управления; 2— ниппель для клапана-отсекателя; 3— клапан-отсекатель
с замком; 4— циркуляционный клапан; 5 — телескопическое соединение; 6 — ингибитор-
ный клапан; 7 — циркуляционный клапан аварийного глушения; 8 — циркуляционный
клапан; 9 — разъединитель колонны; 10—пакер с якорем; // — ниппель для приемного
клапана; 12 — башмачный клапан
Рис. 11.17. Разъединитель колонны

Комплекс управления скважинными отсека-
телями КУСА включает наряду со скважинным оборудова-
нием станцию управления, изготавливаемую в двух модифика-
циях с электро- или пневмоприводами.
В зависимости от условий эксплуатации предусматриваются
комплексы для колонн диаметрами 89 и 73 мм — по нескольким
схемам. Например, наиболее сложная схема компоновки комп-
лекса КУСА-89-350 предназначена для скважин, среда которых
характеризуется температурой до 120°С и наличием агрессив-
ных компонентов до 0,1 г/дм3.
В остальных схемах с учетом изменения условий эксплуа-
тации те или иные элементы из компоновки исключаются. Так,
например, может отсутствовать телескопическое соединение, ин-
гибиторный клапан и разъединитель колонны. По аналогич-
ному принципу компонуются комплексы КУСА-73-500, наиболее
сложная схема которого показана на рис. 11.16.
Для обеспечения возможности ремонта скважин под давле-
нием в комплексах скважинного оборудования иногда применя-
ются разъединители колонн. При перекрытии проходного от-
верстия пакера и отсоединения от него колонны НКТ замена
элементов этой колонны или другие ремонтно-профилактичес-
кие работы, связанные с подъемом и спуском, осуществляются
без глушения скважины.
Техническая характеристика КУСА-89-350- 136*КУСА-89-350-140
КУСА-89-350-145
Условный диаметр колонны подъемных труб, мм ... .	89
Рабочее давление, МПа ....................................... 35
Наружный диаметр скважинного оборудования (кроме па-
кера), мм ............................................... Не	более 136
Наибольшая глубина спуска скважинного оборудования, м 3500
Длина скважинного оборудования (без подъемных труб), мм От 5584 до 8679
* Наружные диаметры пакеров комплексов соответствуют последней цифре (мм)
шифра.
Технические характеристики КУСА-73-500-118* КУСА-73-500-122
Условный диаметр колонны подъемных труб, мм.................. 73
Рабочее давление, МПа ....................................... 50
Наружный диаметр скважинного оборудования (кроме па-
кера), мм................................................. Не	более 118
Наибольшая глубина спуска скважинного оборудования, м 3500
Длина скважинного оборудования (без подъемных труб), мм От 6065 до 11 235
* Наружные диаметры пакеров комплексов соответствуют последней цифре (мм)
шифра.
Разъединитель колонны РК (рис. II.17) состоит из
головки 1, верхней 2 и нижней 5 цанг, цилиндра 3 и штока 4.
Колонну НКТ от скважинного оборудования отсоединяют ин-
струментом, спускаемым на проволоке или канате. Толкатель
инструмента, передвигая цангу 2 вверх, отсоединяет трубы от
скважинного оборудования, а двигая цангу вниз, соединяет их.
51

I ’.JJP
Рис. 11.18. Обвязка куста скважин комплексом КУСА или КУСА-Э

Разъединители колонн, выпускаются нескольких типоразме-
ров, в том числе и для эксплуатации в средах, содержащих
углекислоту (исполнение К1) и до 6 % сероводорода (исполне-
ние К2).
Элементы комплексов стандартизированы: регламентиру-
ются наружные и внутренние диаметры пакеров, якорей, при-
вязочные размеры элементов собственно клапана-отсекателя,
якоря, пакера, всех клапанов, ниппелей, втулок.
Нефтяным и газовым промыслам клапаны-отсекатели
пласта поставляются комплектно.
Современные комплексы управляются станциями управле-
ния, рассчитанными на одиночную нефтяную или газовую сква-
жину или на группу (куст), обычно состоящую не более чем
из восьми скважин (рис. 11.18).
Комплексы отличаются типом используемого канала связи —
электрического или пневмогидравлического. К отечественным
комплектам относятся КУСА и КУСА-Э, выпускаемые в разном
исполнении в зависимости от температуры среды, содержания
H2S и СО2, абразива, частоты ремонтов скважин.
Для эксплуатации отдельных газовых скважин использу-
ется комплекс КПГ, позволяющий автоматически перекрывать
ствол скважины при разгерметизации устья или возникновении
пожара.
Глава III
ПРИСКВАЖИННЫЕ СООРУЖЕНИЯ
По мере развития нефтегазодобывающей промышленности
в связи с постепенным усложнением и увеличением числа вы-
полняемых на скважине технологических процессов и особенно
в связи с разработкой месторождений нефти и газа на заболо-
ченных территориях, на Крайнем Севере, на мелководном и
глубоководном морском и океанском шельфе появилась необ-
ходимость в сооружении вокруг скважины специальных нивели-
рованных площадок для размещения на них стационарного
или передвижного технологического оборудования и для других
целей.
При разработке месторождений на суше эти площадки со-
здаются на грунтовой основе, на заболоченных территориях —
намывкой грунта в зоне устьев скважин или сооружением ме-
таллоконструкций. При разработке месторождений на мелко-
водном шельфе площадки и транспортные коммуникации, свя-
зывающие их, сооружаются в виде системы эстакад или от-
дельно стоящих платформ, базирующихся на металлоконструк-
циях или сваях.
Наиболее сложных, качественно новых решений потребовала
разработка месторождений на глубоководном морском и оке-
анском шельфе. Необходимость создания площадок — основа-
53

иий для проводки скважины и ее последующей эксплуатации
обусловила возникновение многочисленных вариантов базиро-
вания средств бурения и эксплуатации скважин, к которым
в настоящее время относятся стационарные, плавучие, полупо-
груженные и подводные основания. Все эти сооружения весьма
сложны, металлоемки и дороги. Стоимость их соизмерима,
а часто превышает стоимость собственно скважины.
Несмотря на сравнительно многолетнюю практику проекти-
рования и строительства всех видов прискважинных площадок,
оснований и транспортных коммуникаций, до сих пор проблема
их создания не может считаться решенной с достаточной пол-
нотой, что объясняется исключительной ее сложностью. В част-
ности, нельзя считать решенными задачи обеспечения надеж-
ности, безопасности, защиты окружающей среды, приемлемой
стоимости и металлоемкости.
§ 1. Прискважинные сооружения и транспортные коммуникации
на суше, заболоченных территориях и мелководных
акваториях
Эксплуатационные нефтяные и газовые, а также нагнетатель-
ные скважины на суше оснащаются горизонтальной площад-
кой, размеры которой должны позволять размещать агрегаты
и другое оборудование для выполнения различных технологи-
ческих процессов, необходимых по условиям эксплуатации сква-
жины в различные периоды разработки месторождения. К та-
ким агрегатам прежде всего относятся агрегаты подземного
ремонта скважин, а также для промывки, кислотной обработки,
гидроразрыва пласта, депарафинизации.
Поверхность площадки должна быть строго горизонталь-
ной, ровной и обладать несущей способностью, исключающей
возможность ее деформации. Наиболее экономически целесо-
образно такую площадку сооружать с цементным покрытием,
монолитную или блочную, рассчитанную на весь срок службы
скважины. Расчеты показывают, что даже при относительно
редко проводимых подземных ремонтах расходы на сооруже-
ние капитальной с твердым покрытием прискважинной пло-
щадки окупаются после нескольких подземных ремонтов сква-
жин (п. р. с.).
Площадки эксплуатационных скважин промыслов, распо-
ложенных на заболоченных площадях, чаще всего создаются
отсыпкой или намывкой грунта с последующей нивелировкой
поверхности до отметки выше возможного уровня воды. Пло-
щадки соединяются сетью дорог, проложенных по дамбам. Так
как подобные месторождения разрабатываются, как правило,
кустами наклонно направленных скважин, то каждая пло-
щадка сооружается для бурения одного куста и в дальнейшем
обустраивается для эксплуатации этих скважин.
Иногда на заболоченных территориях площадки и дороги,
связывающие их, сооружаются на свайных фундаментах и
54

уложенных на них металлоконструкциях. Подобные же соору-
жения применяются в широких масштабах для разработки
морских шельфовых месторождений в Советском Союзе на
Каспийском море, где они используются до сих пор на аквато-
риях с небольшими (8—12 м) глубинами моря. Месторожде-
ние Нефтяные Камни в районе Баку полностью разработано
с использованием металлических свайных оснований и эстакад
общей протяженностью более 300 км. По масштабам исполь-
зования подобных сооружений это месторождение единствен-
ное в мире.
§ 2. Прискважинные сооружения для разработки
месторождений на глубоководном шельфе
Особенности сооружений для проведения работ у устья сква-
жин в процессе их эксплуатации при глубине моря более
50 м обусловлены спецификой их бурения. С этой точки зрения
их можно разделить на две группы: сооружения, в которых
полностью или частично использованы элементы буровых плат-
форм и предназначенные только для эксплуатации скважин.
Поскольку стоимость бурового оборудования в большинстве
случаев составляет меньшую часть стоимости всего сооружения,
то в ряде случаев часть его может быть оставлена и на период
эксплуатации скважин. Причем при использовании специаль-
ного эксплуатационного оборудования его конструкция тесно
связана или предопределяется конструкцией буровой техники,
технологией бурения и особенностями заканчивания скважины.
Конструкции, в которых используют элементы буровых плат-
форм, бывают свайного, одноколонного и островного типов.
Конструкции второй группы делятся на свайные, одноколон-
ные и подводные автономные системы.
Свайные конструкции для бурения и эксплуатации
скважин позволяют осуществить весь комплекс работы при
глубине моря до 300 м. Они либо полностью оставляются после
бурения скважин, либо верхняя часть с буровым оборудованием
заменяется на более легкую, позволяющую эксплуатировать
скважину.
Улучшенная разновидность конструкций свайного типа —
башенная платформа (рис. III.1)—представляет собой четыре
вертикальные опоры диаметром 1,5—2,4 м с расстоянием
между ними 30,5 м. Опоры соединены поясами и раскосами,
Платформа закрепляется на морском дне сваями, пропускае-
мыми внутри опор. Эти же сваи могут служить в качестве кон-
дукторов скважин. Конструкция предназначена для работы при
глубине моря до 475 м. В верхней части расположены две па-
лубы размером 45,7X45,7 м, на которых размещается все обо-
рудование. Ферма расчаливается 20 якорями. Отдельные эле-
менты фермы доставляются на баржах, после заполнения их
внутренних полостей водой они в вертикальном положении
устанавливаются в необходимом месте и заякориваются.
55

Рис. 111.1. Расчлененная платфор-
ма башенного типа
------------------------------
Рис. III.2. Одноколонная буровая
платформа
В процессе эксплуатации это сооружение должно выдержи-
вать волны высотой до 30 м и ураганный ветер. Срок службы
40—50 лет.
Конструкция опор платформы, используемой для бурения и
эксплуатации, должна обеспечивать защиту участков эксплуа-
тационных колонн от дна моря до устья от внешних воздейст-
вий. Это достигается за счет расположения скважин внутри
фермы либо проводкой скважин через цемент, заполняющий
внутренний объем опор. Во втором случае диаметр труб для
опор составляет 5—7 м, а их внутренняя полость заполняется
цементным раствором при сооружении платформы.
Одноколонные платформы представляют собой со-
оружение, состоящее из трех частей: нижней, заглубленной
в морское дно и заполненной бетоном, промежуточной и верх-
ней, часть которой находится под водой. Верхняя часть несет
на себе оборудование, необходимое для бурения и эксплуата-
ции скважин, жилые и складские помещения.
Одноколонная (или одноопорная) платформа
(рис. Ш.2) для бурения и эксплуатации скважин имеет полый
колоколообразный металлический корпус 5, в нижней части ко-
торого установлено кольцо 8, снабженное цилиндрическими ко-
ронками 9, заглубленными в дно и препятствующими горнзон-
5в

тальному смещению платформы. Внутренняя полость корпуса
5 разделена на отсеки 6, в которые по трубопроводам 7 пода-
ется балласт — вода или песок. В верхней части колокола
имеется клапан 4 для удаления воздуха при затоплении плат-
формы. Кольцо 8 соединено с резервуаром 11 посредством ра-
диальных стержней 10. В верхней части резервуар соединен
с корпусом. С помощью конического переходника, являющегося
верхней частью резервуара, корпус соединен с полой трубчатой
колонной 3, несущей на себе площадку 2 с буровым 1 или экс-
плуатационным оборудованием. Через резервуар проходят две
трубы 12, 13, одна из которых служит кондуктором при буре-
нии скважины, а вторая — для подачи в резервуар балласта.
Платформы подобного типа называются гравитационными,
поскольку они не крепятся ко дну моря. Их доставляют на место
установки на плаву, и после выпуска воздуха из внутренних
полостей и заполнения балластом платформу устанавливают
на дне. После бурения скважин добываемая нефть хранится
в центральном резервуаре либо внутри корпуса. Все работы
в процессе эксплуатации скважин ведутся с верхней палубы
площадки, где расположены устья скважин. Для перемещения
платформы на новое место балласт удаляют, во внутренние от-
секи закачивают воздух, и платформа всплывает.
Платформы островного типа обычно сооружаются
при глубине моря не более 100—130 м. Предельная целесооб-
разная глубина до 200 м. Особенно эффективно применение
подобных конструкций при постоянном воздействии сильных
волн, ветра и льда.
Для бурения и эксплуатации скважин в ледовых водах Арк-
тики разработан проект ледового острова, который представ-
ляет собой в вертикальном поперечном сечении два усеченных
конуса, приставленных вершинами друг к другу. Подобная
форма наиболее эффективна для разрушения и отвода льда,,
движущегося относительно острова под действием течения и
ветра.
Помимо описанного, применяются острова, сооружаемые ид
железобетона. По сравнению с металлическими они более
устойчивы против коррозии, не подвержены усталостным де-
формациям и более стабильны за счет большей массы.
Специальные конструкции для эксплуатации скважин при-
меняют обычно в тех случаях, когда для бурения скважин ис-
пользуют передвижные основания. Последние подразделяются
на самоподъемные и плавучие. Самоподъемные морские буро-
вые имеют плавучий корпус, который можно транспортировать
по морю. На корпусе смонтированы буровая вышка, энергети-
ческое и буровое оборудование, склады, жилые помещения.
В корпусе имеются шахты, через которые спускаются три или
четыре опоры. После их спуска и закрепления в твердом грунте
корпус с помощью домкратов поднимается на высоту, необхо-
димую для ведения работ при любой погоде.
57

Рис. II1.3. Эксплуатационная платформа с под-
водным расположением устьев куста скважин
К установкам подобного типа от-
носятся плавучие буровые установки
«Хазар» и «Бакы», эксплуатирую-
щиеся в Каспийское море.
Помимо самоподъемных платформ
для бурения скважин применяются
плавучие, представляющие собой спе-
циальные корабли или понтоны, не-
сущие на себе комплекс оборудования.
На время бурения полупогружная
морская платформа устанавливается
с помощью якорей. Действие ветра и
волн компенсируется поворотными
винтами, управляемыми по команде
ЭВМ. В этом случае устье скважины
находится на дне моря, там же рас-
полагается и комплекс устьевого обо-
рудования.
Одноколонная платформа для экс-
плуатации скважин аналогична, такой
же платформе для бурения, но имеет меньшую массу по срав-
нению с ней. Для уменьшения массы конструкции подобные
платформы могут быть выполнены «качающимися». Они пред-
ставляют собой площадку 1 с эксплуатационным оборудова-
нием, установленную на ферме 2, нижняя часть которой соеди-
нена с опорной частью 5, неподвижно закрепленной на дне
моря посредством шарнира (рис. Ш.З). Вертикальное поло-
жение такой платформы обеспечивается за счет полностью
погруженных под уровень моря понтонов или емкостей, исполь-
зуемых для хранения добытой нефти. Для защиты шарнира 6
от действия морской воды предусмотрена специальная конст-
рукция, включающая водонепроницаемый кожух 3, под кото-
рый с поверхности по маслопроводу 7 подается жидкая смазка.
Кожух 3 закрыт защитной воронкой 4. Для поддержания по-
стоянного уровня масла имеются предохранительный клапан и
подпиточный насос.
Аналогичным образом устанавливаются и подводные резер-
вуары для хранения нефти.
При создании оборудования для морских промыслов необхо-
димо учитывать специфику их эксплуатации.
Влияние глубины вод. При глубине моря до 30 м,
как привило, используют специализированные буровые и экс-
плуатационные платформы. При глубине до 120 м для эконо-
мии металла и материальных затрат используют одну и ту же
платформу и для бурения, и для эксплуатации (после бурения
38

отдельные ее элементы удаляются). Подобные сооружения
проектируют на 15—60 скважин. Конструкция сооружения мо-
жет включать в себя основание, состоящее из большого числа
свай. Для глубин до 180 м целесообразно использование осно-
ваний, состоящих из 4 или более свай, установленных в углах
конструкции.
Увеличение глубины установки платформы приводит к уве-
личению ее массы, которая, в частности, зависит от конструк-
ции палубы, на которой установлено оборудование. Для ее
уменьшения используют двух- и трехъярусные палубы.
При использовании трехпалубных платформ на верхней
располагают буровое оборудование, на средней — эксплуатаци-
онное, на нижней — складские помещения и системы обогрева,
вентиляции, энергоснабжения, опреснения воды и т. д.
Характерной особенностью оснований является увеличение
диаметров и толщин стенок элементов конструкций с увеличе-
нием глубин моря, для которых они проектируется.
Влияние ледяных полей. Наличие ледяных полей или
льдин на поверхности моря обусловливает создание конструк-
ций с минимально возможным числом (три — четыре) свай или
опор, обладающих при этом необходимой прочностью. Диа-
метр опорных стоек составляет 6 м и более. Для увеличения
жесткости внутри они снабжены системой ребер. Стойки соеди-
няются друг с другом над и под водой на глубине безопасной
для воздействия подвижного льда.
Помимо перечисленных необходимо учитывать: воздействие
ветра, волн и приливов, сейсмическое воздействие, особен-
ности грунта, на который устанавливается платформа.
Рассмотрим наиболее специфические виды нагрузок.
Волновые нагрузки. По своему характеру это дина-
мические нагрузки. Горизонтальная их составляющая на еди-
ницу длины цилиндрического элемента основания определяется
по формуле
Fb = cc-£-Dv2+	(III.1>
2g	4g dt
где cc — коэффициент сопротивления, cc~0,5—1; p — плотность
воды, g— ускорение силы тяжести, D — диаметр элемента
конструкции, v — горизонтальная составляющая скорости тече-
ния, см — коэффициент массы (см=1,5—2,0), dvjdt— горизон-
тальная составляющая ускорения частиц воды.
При увеличении глубины моря необходимо учитывать не
только прямое воздействие волн, но и возможности появления
резонанса, т. е. частоты собственных колебаний систем при-
ближаются к частотам воздействия волн. Так, например, при
глубинах более 120 м период собственных колебаний превы-
шает 3—4 с, что соответствует периоду воздействия волн на со-
оружение.
59

Ветровая нагрузка. Сила ветра, действующего на
платформу, определяется по формуле
F = 0,0025б1>2СфЛ,	(III.2)
где v — скорость ветра на высоте 10 м; Сф—коэффициент
формы, А — площадь вертикальной проекции платформы.
Нагрузка от морского течения. При действии те-
чения на элементы конструкции возникает сила, обусловленная
лобовым сопротивлением Fc, и подъемная сила F„, которые оп-
ределяются по формулам
F с = 0,5ccpc,2A,
Fn = 0,5cnpv2A,	(III.3)
где сс — коэффициент лобового сопротивления, с„ — коэффи-
циент подъема. Эти коэффициенты зависят от скорости течения
и типа элемента.
Воздействие движущегося льда на конструкцию определя-
ется по формуле
F = kaBpA,	(Ш.4>
где k — коэффициент пропорциональности, овр — прочность
льда, А — площадь проекции конструкции, находящейся под
напором льда. Величина авр зависит от содержания соли, ско-
рости нагружения, температуры и т. п.
Монтажные нагрузки обусловлены спецификой транс-
портирования и особенностями монтажа в море. При определе-
нии этих нагрузок необходимо учи-
тывать все фазы: спуск элементов
конструкции со стапеля, погрузку
на баржи, транспортирование на
плаву и т. п. Определяются нагруз-
ки, действующие при повороте
платформы в вертикальное поло-
жение, при ее установке на месте.
Незатапливаемые полости проверя-
ются на смятие от гидростатиче-
ского давления при максимальном
погружении платформы.
Морские нефтяные месторожде-
ния можно эксплуатировать сква-
жинами с подводным расположе-
нием устья. Считается, что при глу-
бинах более 180 м использование
подводного устья и установленных
на дне эксплуатационных устано-
вок более рационально.
Рис. III.4. Система, обеспечивающая «су-
хое» обслуживание оборудования устья
скважины
60

Перенос устьевого оборудования на дно моря позволяет
уменьшить его коррозию, исключает возникновение волновых
или ветровых нагрузок, а также воздействие ледяных полей.
Кроме того, устраняются помехи для судоходства и исключа-
ется возможность аварий, возникающих при столкновении су-
дов с платформой.
В эксплуатационной платформе с подводным расположе-
нием устьев может использоваться часть буровой платформы.
После окончания бурения верхняя часть, состоящая из основа-
ния буровой установки, смонтированной выше уровня моря,
снимается, а скважинные головки размещаются на подводной
площадке, установленной на трубчатом основании, закреплен-
ном на морском дне. Внутренняя полость основания использу-
ется для хранения добытой нефти.
Для обслуживания оборудования устья 4 скважины, распо-
ложенной на дне моря, можно использовать оборудование, ана-
логичное применяемому на суше. В этом случае применяют
погружную стальную камеру 3 (рис. Ш.4), в которой поддер-
живается атмосферное давление. Внутренняя полость камеры 3
заполнена азотом, поэтому возникновение пожара или взрыва
на устье исключено.
Обслуживание или ремонт оборудования проводит бригада
из двух — трех человек, которых доставляют с поверхности
моря в капсуле 1, стыкующейся с камерой посредством соеди-
нительной юбки 2 и люков 5. Люди работают в камере либо
в кислородных масках, либо на период проведения работ в ка-
меру подается воздух.
Хотя подобные системы дороги, но они позволяют обслу-
живать и ремонтировать оборудование без помощи водолазов.
Камеры аналогичных конструкций используются и для органи-
зации манифольдного центра трубопроводов.
Помимо этого осуществлены или находятся в стадии разра-
ботки другие проекты, включающие в себя телеуправляемое
автономное оборудование для работы на дне моря, мини-лодки,
системы для ликвидации аварий и тушения пожаров. В зависи-
мости от их особенностей решаются в разных вариантах и
конструкции прискважинных площадок баз обслуживания
скважин.

Раздел II
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СКВАЖИН
Подъем по скважине нефти, газа, воды, конденсата или их
смеси, а также нагнетание в пласт воды, газа, теплоносителя
осуществляется с помощью оборудования, часть которого спу-
щена в скважину, а часть расположена на поверхности, т. е.
на устье, например, фонтанная арматура или на прискважинной
площадке—манифольд. Это оборудование принято называть
оборудованием для эксплуатации нефтяных, газовых, газокон-
денсатных, нагнетательных скважин или оборудованием для
подъема жидкости и газа и соответственно для их нагнетания.
Для добычи нефти тремя основными способами — фонтан-
ным, газлифтным и насосным в настоящее время разработаны
и широко применяются соответствующие виды оборудования
для эксплуатации скважин: фонтанным способом, бескомпрес-
сорным и компрессорным газлифтом, штанговыми скважинными
насосами с механическим или гидравлическим приводом, бес-
штанговыми насосами — гидропоршневыми, центробежными и
винтовыми электронасосами. Кроме того, для эксплуатации
скважин, пробуренных на несколько горизонтов, применяется
комбинированное оборудование, позволяющее эксплуатировать
одной скважиной разными способами отдельно каждый из раз-
рабатываемых горизонтов. Такая эксплуатация скважины часто
называется совместно-раздельной.
Удельный вес применения каждого из видов перечисленного
оборудования в разных странах и регионах весьма различен.
В Советском Союзе более 70 % нефтяных скважин эксплуати-
руются штанговыми насосами, менее 20 % — бесштанговыми,
причем в настоящее время только центробежными электронасо-
сами и около 10 % — фонтанным и газлифтным способами. Од-
нако по количеству добываемой нефти первое место занимает
фонтанный способ, с помощью которого добывается более по-
ловины нефти и практически весь газ газовых месторождений.
В США из примерно 600 тыс. скважин более 530 тыс. осна-
щено штанговыми насосами, около 20 тыс. — бесштанговыми:
гидропоршневыми и центробежными, остальные в основном газ-
лифтным и в меньшей степени фонтанным оборудованием. В не-
которых странах вся нефть добывается фонтанным способом.
Оборудование для эксплуатации скважины соответствующим
способом имеет свою рациональную область применения. Гра-
ницы этой области определяют на основе, прежде всего, эконо-
мической эффективности данного способа эксплуатации и обо-
рудования для эксплуатации конкретной скважины, с учетом
€2

технических возможностей способа эксплуатации и влияния на
эффективность глубин скважин, диаметров эксплуатационных
колонн, геометрических особенностей ствола скважин, дебитов,
состава пластовой жидкости или газа.
Большое число факторов, влияющих на эффективность при-
менения того или иного способа эксплуатации и соответствую-
щего оборудования, делают весьма сложным, а по ряду причин
иногда практически невозможным определить четкие границы
областей их применения. Поэтому на практике границы этих
областей перекрываются. На области применения оборудования
для эксплуатации скважин влияют также освоенность произ-
водства данного оборудования, климатические особенности ре-
гиона, навыки обслуживающего промыслового персонала и уро-
вень его квалификации, общий технический уровень и органи-
зация производства в отрасли.
Глава IV
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ФОНТАННЫМ
И ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБАМИ
§ 1. Схемы оборудования для эксплуатации скважин
фонтанным и газлифтным способами
В большинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позво-
ляет добывать из скважины наибольшее количество нефти при
наименьших удельных затратах. Поэтому одной из главных за-
дач при эксплуатации скважин этим способом является обеспе-
чение возможности длительного фонтанирования скважины, что
связано с рациональным использованием энергии пласта путем
обеспечения высокого к.п.д. работы фонтанного подъемника.
В прошлом (рис. IV.l,a) фонтанирование осуществлялось
по эксплуатационной колонне ствола скважины. При этом к.п.д.
фонтанного подъемника был низким, расход пластового газа
высоким, что приводило к сокращению фонтанного периода
эксплуатации. Процесс фонтанирования был неконтролируемым
и неуправляемым. При высоких дебитах и рыхлых песчаных
коллекторах происходило быстрое гидроабразивное изнашива-
ние эксплуатационной колонны скважины, приводящее к ее раз-
рушению, а часто и к разрушению всего ствола скважины.
Для предотвращения этого и увеличения к. п. д. подъемника
в скважину начали спускать колонну фонтанных труб (см. рис.
IV.1,6). Для управления фонтанированием скважины начали
применять сменные штуцеры-дроссели, позволяющие измене-
нием размера отверстия регулировать противодавление на пласт
и вследствие этого дебит жидкости. Для контроля режима ра-
боты скважины стали применять манометр, устанавливаемый
на буфере.
63

Для замены штуцера или выкидной линии, например из-за
износа, возникала необходимость прекрытия скважины запор-
ным устройством, что приводило к ее остановке. Для непрерыв-
ности ее работы начали применять фонтанную арматуру (рис.
IV. 1,в), состоящую из трубной головки и елки, обеспечиваю-
щей возможность резервирования выкидных линий — струн.
Для дальнейшего улучшения работы начали использовать
полуторарядные или двухрядные подъемники из насосно-ком-
Рис. IV.1. Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации скважин
фонтанным способом:
1 — манометр «буферный»; 2 — задвижка; 3 — штуцер-дроссель; 4 — фонтанный подъем-
ник; 5 — трубная головка фонтанной арматуры; 6 — елка фонтанной арматуры; 7, 8 —•
тройннк; 9— манометр; 10, /2 — задвижка; 12, /$ —задвижки-дублеры; 13 — задвижка
стволовая; 15 — пакер
прессорных труб оптимального диаметра, а для сокращения
расхода газа затрубное пространство скважины стали гермети-
зировать пакером, устанавливаемым в низу колонны, а также
регулировать поток жидкости забойными и регулируемыми шту-
церами. Было начато использование задвижек-дублеров (рис.
IV.l.cj.
В результате к настоящему времени оборудование для экс-
плуатации скважины фонтанным способом резко усложнилось.
Оно состоит из четырех основных частей: колонны труб, обору-
дования низа колонны, оборудования устья, .т. е. фонтанной ар-
матуры, и обвязки устьевого оборудования, обычно называемой
манифольдом.
Вследствие непрерывного усложнения условий эксплуата-
ции скважин каждый элемент оборудования подвергается даль-
64

почивающий возможность их спуска в эксплуатационные ко-
лонны скважин; высокая прочность, позволяющая использовать
их для подъемников в скважинах больших глубин при всех
способах эксплуатации скважин, а также конусная резьба.
Насосно-компрессорные трубы отличаются материалом,
группами прочности, герметичностью, противокоррозионной
стойкостью, резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротив-
ляемостью отложению парафина и солей (рис. IV.2).
Наибольшее применение к настоящему времени получили
стальные цельнокатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми
резьбовыми соединениями (рис. IV.3,а). Как видно из расчет-
ной схемы (рис. IV.4), неравнопрочность НКТ определяется
разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне
резьбы, где снижение несущей способности пропорционально
уменьшению площади сечения. Параметры резьбовых соедине-
ний определяются конусностью, размером резьбы — числом ни-
ток на единицу длины. При этом площадь несущего сечения
по резьбе примерно на 25 % меньше площади сечения по телу
трубы. Таким образом, грузоподъемность колонны НКТ, соб-
ранной из труб этого типа, определяется площадью сечения по
резьбе. Отсюда следует, что около 25 % всего металла колонны
НКТ неравнопрочной конструкции не работает, а лишь создает
дополнительную нагрузку, воспринимаемую резьбовыми соеди-
нениями и телом вышерасположенных труб.
Поэтому неравнопрочные НКТ используются в качестве
подъемных труб на скважинах малых и средних глубин. Широ-
кое же их применение объясняется относительной простотой
изготовления и меньшей стоимостью.
Подъемные колонны труб в глубоких скважинах и при тя-
желых условиях работы собираются из равнопрочных НКТ.
Все сечения таких труб, включая и по резьбе, имеют примерно
равную площадь, а следовательно, и одинаковую несущую спо-
собность. Конструктивно равнопрочность достигается разными
приемами (см. рис. IV.3). Например, у труб с высаженными
наружу концами (рис. IV.3, б) резьба нарезана на утолщенной
части, что и обеспечивает равенство площадей рабочего сечения
и сечения по телу гладкой части трубы.
Параметры резьб труб этого типа несколько отличаются от
гладких неровнопрочных, число ниток на 25,4 мм — 8.
Применение равнопрочных НКТ позволяет примерно на 25 %
сократить расход металла на колонну НКТ по сравнению с не-
равнопрочными и значительно увеличить максимальные глу-
бины их спуска.
Для упрощения производства равнопрочных НКТ советскими
учеными П. М. Абуговым, Т. К. Дадаяном и В. Ф. Штамбур-
гом была предложена новая конструкция (рис. IV.3, д). Равно-
прочность в этом случае достигается привариванием коротких
нарезанных концов труб к трубе с геометрическими размерами
и формами примерно соответствующими резьбовой части
3'
67

Рис. IV.2. Классификация насосно-компрессорных труб
Рис. IV.3. Схемы типов соединений стальных насосно-компрессорных труб:
а — неравнопрочное муфтовое; б — равнопрочное муфтовое с высадкой наружу; в —
равнопрочное безмуфтовое с высадкой наружу; г — равнопрочное безмуфтовое с высад-
кой внутрь; О — равнопрочное муфтовое с приварными резьбовыми концами

Рис. IV.4. Основные размеры резьбы
насосно-компрессорных труб
неравнопрочной НКТ, но изго-
товленных из стали большей
прочности, что и компенси-
рует потерю несущей способ-
ности из-за меньшей площади
сечения концов трубы по
резьбе. Фактическая равно-
прочность этих труб опреде-
ляется прочностными свой-
ствами привариваемого конца
и качеством сварки, обеспече-
ние которой является слож-
ной задачей. Производство
НКТ с приварными концами
требует высококачественной
дефектоскопии.
Для спуска в скважину и
подъема безмуфтовых НКТ необходимы специальные сложные
и дорогие элеваторы, удерживающие колонну труб на весу за
гладкую часть трубы или за раструбную. В первом случае в эле-
ваторе должен быть предусмотрен клиньевой захватный орган,
во втором — конусная посадочная поверхность, что резко ус-
ложняет конструкцию элеватора и всего удерживающего ко-
лонну труб устройства.
При одинаковом внутреннем диаметре НКТ наружный размер
труб с высаженными концами существенно больше, чем у не-
равнопрочных НКТ. У труб с высадкой наружу с муфтами на-
ружный габарит при одинаковом внутреннем диаметре значи-
тельно больше, чем у неравнопрочных, в связи с чем в отдель-
ных случаях при малых диаметрах эксплуатационных колонн
их нельзя спускать в скважины с большими дебитами жидкости.
НКТ изготовляют главным образом из углеродистых сталей
разных групп прочности с пределом текучести от 380 до
750 МПа.
В настоящее время начали применяться НКТ из сплава на
алюминиевой основе (например Д16-Т), при плотности р =
= 2,72 г/см3 этот материал характеризуется следующими проч-
ностными качествами:
ов, МПа.................................430
от, МПа............300
Как видно, по От прочность сплава ниже минимальной проч-
ности стали для НКТ. Однако плотности сплава почти втрое
меньше плотности стали, чем и определяется целесообразность
применения легкосплавных труб, особенно в агрессивных сре-
69

дах газа или пластовой жидкости, по отношению к которым
этот материал более стоек, чем сталь.
Наличие больших, непрерывно увеличивающихся ресурсов
алюминия и производственных мощностей для изготовления
легкосплавных труб в условиях постепенного роста доли разра-
батываемых месторождений нефти и газа с агрессивными сре-
дами, а также большое значение, которое имеет уменьшение
веса оборудования, в частности НКТ, делают использование
легкосплавных НКТ весьма перспективным.
ГВ последнее время делаются попытки использовать поли-
мерные материалы и стекловолокно для изготовления НКТ.
Целесообразность этого обусловливается их стойкостью по от-
ношению к большей части агрессивных сред, особенно при вы-
соких концентрациях в них H2S и СО2. Кроме того, НКТ из
полимеров, как и легкосплавные, имеют малые массы. Однако
конструирование и изготовление таких НКТ связаны с решением
задачи обеспечения равнопрочности тела трубы и ее стыка,
которая оказалась достаточно сложной и пока не решенной.
Тем не менее уже теперь экономически целесообразно при-
менение полимерных труб для фонтанного или газлифтного
подъемника в скважинах малых глубин с агрессивными сре-
дами из-за много большого, чем у стальных, ресурса.
Принципиально новый тип труб — непрерывные НКТ, изго-
тавливаемые в виде полого стержня, длина которого равна
длине всей колонны труб. При спуско-подъемных операциях,
хранении и транспортировке их наматывают на барабан боль-
шого диаметра. Трубы этого типа изготовляются из полосовой
стальной заготовки гибкой и продольной сваркой. Отсутствие
резьбовых стыков и муфт резко упрощает конструкцию колонны,
уменьшает и размеры и металлоемкости, облегчает и ускоряет
спуско-подъемные операции.
Наматываемые НКТ полностью ликвидируют самые тяже-
лые, наименее механизированные спуско-подъемные операции
путем устранения необходимости разборки и сборки колонны
на отдельные трубы. Таким образом, применение наматываемых
НКТ устраняет необходимость по созданию комплексно-меха-
низированного и автоматизированного оборудования для спус-
ко-подъемных операций с разборкой колонны на отдельные
трубы.
Наматываемые НКТ имеют и существенные недостатки. При
обрыве колонны сложно выполнить ловильные операции; в зоне
стыка необходимо выполнить высококачественную сварку и
обеспечить равнопрочность стыка; стыкосварочные работы не-
обходимо в ряде случаев выполнять непосредственно над ус-
тьем скважин. Эти и ряд менее существенных недостатков яв-
ляются главной причиной медленного внедрения наматываемых
труб.
Конструирование, изготовление и поставка НКТ регламен-
тируются соответствующими стандартами. Стандартом для муф-
70

товых неравнопрочных НКТ в настоящее время является
ГОСТ 633—80, а для муфтовых равнопрочных с высаженными
концами — ОСТ. Ряд номинальных наружных диаметров НКТ,
как гладких, так и с высаженными наружу (под муфту) кон-
цами определен размерами 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм, а внут-
ренних соответственно 40, 50, 62, 59, 76, 88,6, 100,3 мм. До-
пустимые отклонения НКТ по наружному диаметру 0,8—1,2 %
и минус 0,2—0,5 %, а по толщине стенки трубы 12,5 % и по
массе 9,0 % • Регламентируются также группы прочности стали
НКТ обусловливающей механические свойства материала (см.
табл. 1).
Как всякий стандарт, и эти ГОСТы не являются техниче-
ским нормативом, разработанным на все времена. Качество и
нормативы НКТ непрерывно улучшаются, требования к НКТ
меняются, поэтому и стандарт также совершенствуется. Однако
такие показатели, как наружный и внутренний диаметры, не
меняются. ГОСТ не регламентирует конструктивное исполнение
трубы в части отдельных ее элементов, позволяя тем самым по
мере необходимости ее совершенствовать.
Диаметральные размеры НКТ, принятые стандартами других
стран (США, ФРГ, Великобритании, Франции, Японии) анало-
гичны диаметральным размерам НКТ, соответствующим ГОСТу
СССР. Остальные параметры или аналогичны требованиям
ГОСТа СССР, или отличаются несущественно.
В процессе эксплуатации скважин на внутренней поверх-
ности НКТ откладываются парафин, смолы, соли, продукты
коррозии. Наиболее интенсивны и часты отложения парафина
в фонтанных, газлифтных и насосных скважинах, пробуренных
на девонские продуктивные пласты. Парафин постепенно почти
полностью закупоривает НКТ, что исключает возможность экс-
плуатации скважины. Соли чаще всего откладываются в НКТ
нагнетательных скважин. Это также приводит к постепенному
сужению каналов, вследствие чего становится необходимым
увеличивать напор нагнетательных насосов, т. е. увеличивать
энергию, затрачиваемую на добычу нефти. При этом резко, со-
кращается количество жидкости, нагнетаемой в пласт. При до-
быче нефти и газа с агрессивными компонентами стальные
трубы корродируются, что приводит к резкому уменьшению
срока службы НКТ, иногда почти на порядок.
Для уменьшения интенсивности отложения парафина, солей,
смол и защиты труб от коррозии применяются различные по-
крытия НКТ. Наиболее часто для этого используются стекло,
эмали, эпоксидные смолы и лаки. Покрытия наносятся или
сразу после изготовления труб до их поставки потребителям на
заводах-изготовителях, или самими потребителями, т. е. на
нефтегазодобывающих предприятиях.
Насосно-компрессорные трубы с покрытием широко исполь-
зуются на промыслах Советского Союза. Этому предшество-
вали теоретические и экспериментальные исследования, начало
71

которым было положено Р. А. Максутовым. Исследования вы-
явили физико-химическую природу отложений парафина и со-
лей и, в частности, температуру, физико-химическую характери-
стику состава нефти, газовый фактор, скорость течения жидко-
сти и т. д., влияющие на их отложения. Было определено, что
парафин начинает откладываться в том случае, когда шерохо-
ватость поверхности трубы (высота гребешка микронеровно-
сти) существенно больше диаметрального размера частицы па-
рафина. Этот критический размер находится в пределах от 2
до 5 мкм. При шероховатости меньше 2 мкм парафин не откла-
дывается ни при каких условиях. Отсюда вытекает основное
требование к материалу покрытия; его поверхность должна
иметь шероховатость меньше 2 мкм.
Исследования показали, что такую шероховатость имеют
(без дополнительной обработки) покрытия из стекла, эмали,
эпоксидных смол, нанесенные в соответствующих условиях,
что и предопределило их использование. Стекло — наиболее до-
ступный из этих материалов. Однако нанесение его слоя на
внутреннюю поверхность трубы оказалось достаточно слож-
ной задачей. Задача эта была решена в Советском Союзе, что
и позволило осуществить в широких масштабах остеклование
труб. Технология этого процесса состоит из нескольких опе-
раций.
Перед нанесением стекла внутренняя поверхность трубы за-
чищается до матового блеска, после чего внутрь НКТ помеща-
ется несколько стеклянных дротов-баллонов, диаметр которых
несколько меньше внутреннего диаметра трубы, а длина около
1500 мм. Внутри дрота находится воздух. После этого труба
в горизонтальном положении помещается в печь, где нагрева-
ется до температуры, близкой к температуре плавления стекла.
Под действием внутреннего давления нагретого воздуха бал-
лоны раздуваются и стекло плотно связывается с металлом.
Этого покрытия хватает на весь срок службы трубы.
В колонне НКТ, спущенной в скважину, остеклованные
трубы применяются лишь в интервале отложения парафина,
обычно это зона верхней четверти или трети скважины. Анало-
гичным способом остекловывают арматуру, фитинги, небольшие
емкости.
При соблюдении правил транспортировки, монтажа и спус-
ко-подъемных операций стеклянное покрытие достаточно на-
дежно и служит практически столько же, как сами трубы.
Однако при нарушении этих правил стекло разрушается, отслаи-
вается, что приводит к осложнениям эксплуатации глубинных
насосов, а также к местным отложениям парафина.
Более эластичное покрытие, нешелушащееся и долговечное,
дают эмалирование и эпоксидирование. Однако они требуют
использования дорогостоящих и сравнительно дефицитных ма-
териалов. Эпоксидному покрытию свойствен и серьезный недо-
статок— разрушение при температуре выше 100—120 °C, до
72

которой нагревается НКТ при всякого рода термических про-
цессах.
Покрытия всех видов эффективны лишь при условии их
сплошности на всей внутренней поверхности НКТ и муфт. Воз-
никновение участков, не покрытых стеклом, эмалью или эпок-
сидным лаком, внутри трубы приводит к лавинообразным
отложениям парафина сначала на незащищенном участке, а за-
тем к расширению зоны образования пробки вплоть до пере-
крытия сечения НКТ.
Прочность и герметичность резьбового соединения НКТ за-
висят от состояния и качества резьбы и от величины момента
ее свинчивания. Для лучшей герметичности резьбового соеди-
нения, противокоррозионной защиты и повышения его долго-
вечности поверхность покрывают слоем мягкого металла —
цинка, олова и при свинчивании смазывают специальными смаз-
ками. Момент свинчивания определяется размером труб и резьб.
Насосно-компрессорные трубы в фонтанных скважинах в за-
висимости от схемы подъемника подвергаются или растягиваю-
щей, или сжимающей нагрузкам.
При подвеске колонны труб в трубной головке фонтанной
арматуры и при незафиксированном низе труб колонна рабо-
тает на растяжение и максимальные напряжения возникают
в верхнем сечении колонны. Усилие, растягивающее колонну,
в этом случае равно
Q == Iqk,
где q — вес 1 м труб с муфтами; I — длина колонны труб; k—-
коэффициент, учитывающий влияние кривизны скважины.
Прочность колонны равнопрочных НКТ проверяется опреде-
лением напряжений от растягивающей силы Q в сечении по
телу трубы и сравнении полученной величины напряжения с до-
пустимым. При использовании неравнопрочных труб прочность
колонны проверяется по опасному резьбовому соединению. Рас-
читывают страгивающую нагрузку, т. е. усилие, при котором
резьбовое соединение разрушается.
Допустимые страгивающие нагрузки для резьбовых соеди-
нений НКТ каждого типоразмера известны. Значение страги-
вающих нагрузок определяется опытным путем. Впервые рас-
четным путем страгивающие нагрузки в общем виде с прием-
лемой точностью были определены советским ученым
Ф. И. Яковлевым и уточнены П. П. Шумиловым для кониче-
ских резьбовых соединений при отношении внутреннего диа-
метра трубы к толщине ее стенки по телу трубы в пределах
10—14 и по резьбе 15—20.
Формула Ф. И. Яковлева
n
FCTP= —------	,
14---_?P-ctg(a + <p)
73

где £)Ср — средний диаметр тела трубы в нарезанной ее части
по основной плоскости (см. рис. IV.4); b — толщина тела трубы
по резьбовой части в основной плоскости; от — предел текуче-
сти материала трубы; I — длина резьбы; а — угол профиля
резьбы; <р — угол трения, <р=8°—10°.
Формула П. П. Шумилова отличается введением коэффи-
циента r} = b/(s + b), учитывающего разницу в жесткостях тела
трубы и ее резьбовой части. В результате уточненная формула
приобрела вид
г,	л£)ср^От
г СТР = ---—-------------
1 +Ц—^-ctg(a + <p)
Иные условия работы колонны НКТ возникают, когда низ
ее заякорен в эксплуатационной колонне скважины. В этих
случаях возможны потеря устойчивости колонны и ее продоль-
ный изгиб. Аналогично деформируются трубы при падении ко-
лонны в скважину. В обоих случаях в зонах контакта изогну-
тых частей колонны НКТ с эксплуатационной возникают рас-
порные усилия и деформация труб из-за появления больших сил
трения. Для обоих случаев желательно определить условия
прочности и критическую сжимающую нагрузку.
Критическая нагрузка, под действием которой возникает
продольный изгиб колонны НКТ, определяется по формуле
Ркр = 3,5^ElVq .
где I — момент инерции поперечного сечения трубы,
7 = n(Dj-DB\)/64,
1=1—(рж/рг) — коэффициент, учитывающий «потерю» веса
труб в жидкости; q — вес 1 м трубы в воздухе; Е — модуль уп-
ругости, коэффициент 3,5 учитывает влияние «заделки» труб
в якорь.
При жесткой опоре колонны НКТ о якорь и сжимающем
сверху колонну усилии потеря ее устойчивости и изгиб могут
привести к ее зависанию в стволе скважины и уменьшению
вследствие этого осевого усилия, передаваемого на якорь. Тогда
это усилие будет
= tqlli
где
I 1	(*,д+1)
1 а (е«“—1) ’
£_	/ Мау
2 V Е!
f—0,2—0,25 — коэффициент трения НКТ об эксплуатационную
колонну; г — зазор между НКТ и эксплуатационной колонной,
I — длина колонны.
74

С увеличением / величина а->оо,	тогда максималь-
ная осевая нагрузка на якорь будет
При незакрепленном верхнем конце колонны НКТ осевая
нагрузка составит
Р° = bqHI°v
где
fl	1	(е^-1)
1	а	(е2О+1)
Условие прочности изогнутой части колонны НКТ можно
выразить как
Р1сж X
П1
где PicKi — осевое усилие на изогнутой части колонны труб;
Fo — площадь поперечного сечения труб; №0 — осевой момент
сопротивления площади сечения труб; от — предел текучести
материала труб; «1 = 1,5 (запас прочности).
При использовании НКТ в качестве подъемных труб в штан-
говых скважинных насосных установках колонна работает
с циклическими нагрузками и ее прочностной расчет должен
учитывать усталостные явления. Для этого необходимо опре-
делить амплитуду напряжений и при известном пределе вынос-
ливости для материалов, соответствующих группе прочности
данной трубы, определить запас прочности:
o t
п =	,
где 0-1 — предел выносливости материала труб при симметрич-
ном цикле; (ko)g — коэффициент, учитывающий масштабный
фактор, состояние поверхности и наличие концентраторов на-
пряжений; фа — коэффициент, учитывающий характер нагру-
жения.
Прочность детали при циклических нагружениях с постоян-
ной характеристикой цикла зависит от среды, в которой она
работает, и меняется в широких пределах. Предел выносливо-
сти стали группы прочности Д равен 30 МПа в воздухе, а в ми-
нерализованной пластовой воде, не содержащей H2S и СО2, ра-
вен всего лишь 15 МПа. Величина зависит от предела проч-
ности материала, для <тв=350—600 МПа она равна 0,07—0,09,
а для ов = 650—500 МПа фо=0,12—0,14.
75

§ 3. Фонтанная арматура и манифольд
Фонтанный или газлифтный подъемник на поверхности стыку-
ется с фонтанной арматурой, монтируемой на колонной го-
ловке скважины.
Фонтанная арматура выполняет несколько функций, глав-
ные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной
в скважину, а при двухрядном подъемнике — двух колонн, гер-
метизация затрубных пространств и их взаимная изоляция,
обеспечение возможности регулирования режима работы сква-
жины в заданных пределах, непрерывности ее работы и иссле-
дования скважины путем измерения параметров ее работы как
внутри самой скважины, так и на поверхности.
Отказы, а тем более разрушение фонтанной арматуры при-
водят не только к нарушению эксплуатации скважины, но и
к авариям, открытому фонтанированию. Обеспечение высокой
надежности арматуры для скважины с небольшими давлениями
и дебитами на месторождениях с пластовой жидкостью или га-
зом, лишенных коррозионных компонентов и абразива, дости-
гается сравнительно простыми приемами конструирования и
изготовления арматуры.
Создание же и серийное производство фонтанной арматуры
для скважин больших глубин (5000—7000 м) при аномальных
пластовых давлениях и дебитах от нескольких сот до тысяч
кубометров в сутки жидкости или миллионов кубометров
в сутки газа с большим содержанием абразива и агрессивных
компонентов с высокими температурами превращается в за-
дачу большой научной, инженерной и производственной слож-
ности.
Современная фонтанная арматура — результат многолетних
работ конструкторов и изготовителей по совершенствованию ус-
тьевого оборудования этого вида эксплуатационной скважины
(см. рис. IV.1).
Необходимость в фонтанной арматуре возникла в связи
с началом применения подъемника и устройств для регули-
рования расхода (дебита) жидкости или газа фонтанной сква-
жины с помощью дросселей, получивших название штуцеры,
а также для контроля давления жидкости или газа в подъем-
нике на устье (буфере) скважины. Для этого сначала приме-
нялась простейшая фонтанная арматура (см. рис. IV. 1,6),
включающая тройник, запорное устройство, вентиль, манометр,
штуцер; запорное устройство использовалось при смене шту-
цера. Необходимость смены штуцера без остановки скважины
привела к появлению арматуры с двумя выкидными линиями —
струнами. Эта арматура (см. рис. IV.l.e) состоит из трех трой-
ников и трех запорных устройств и штуцеров, сочетание которых
начали называть фонтанной елкой. Необходимость в контроле
давления в межтрубном пространстве в более удобной и на-
дежной системе подвески фонтанного подъемника привела к до-
76

полнению фонтанной арматуры узлом 5, состоящим из трой-
ника, запорного устройства, вентиля и манометра, получившего
название трубной головки и служащего для удержания колонны
подъемных труб. С этого момента фонтанная арматура начала
изготовляться из двух главных частей — елки и трубной го-
ловки.
Изнашивание узлов арматуры в скважинах с большими де-
битами и высокими давлениями при наличии в пластовой жид-
кости или газе даже небольших количеств механических приме-
сей привело к необходимости установки дополнительных запор-
ных устройств по стволу арматуры. Необходимость спуска
в подъемник работающей скважины измерительных приборов,
средств депарафинизации обусловила дополнение елки арма-
туры лубрикатором, а для его установки или смены введение
еще одного стволового запорного устройства. Такая арматура
способствовала дальнейшему увеличению и вертикального ее
размера.
Эксплуатация скважин в особо тяжелых условиях вследст-
вие высоких дебитов, давлений, агрессивности сред, высокой
температуры, большого количества абразива сделали необхо-
димым наличие в фонтанной арматуре резервных элементов,
прежде всего наиболее часто отказывающих запорных уст-
ройств. Фонтанная арматура при этом еще более усложнилась
(см. рис. IV.l,e), а ее размеры стали еще большими, что при-
вело к усложнению обслуживания скважины.
Для уменьшения габарита фонтанной арматуры была раз-
работана арматура, построенная не из тройников, а из кресто-
вин, что позволило улучшить ее уравновешенность и упростить
обслуживание.
Для фонтанной эксплуатации одной скважиной нескольких
горизонтов раздельно используется арматура двух типов: для
концентричного (рис. IV.5, а) и для рядного (рис. IV.5, б) рас-
положения подъемников.
Повышение требований к оперативности управления фонтан-
ной скважиной, к снижению трудоемкости обслуживания
привело к использованию в фонтанной арматуре запорных уст-
ройств с дистанционным управлением, применению телеконт-
роля расхода, давления и использованию регулируемых штуце-
ров с дистанционным управлением.
В результате современная фонтанная арматура преврати-
лась в сложную, весьма металлоемкую конструкцию, в ряде
случаев изготовляемую из высоколегированных сталей с боль-
шим содержанием дефицитных легирующих элементов, таких,
как никель, молибден, хром, ниобий. Особенно сложна фонтан-
ная арматура скважин для добычи нефти или газа на шельфе,
рассчитанная на работу под водой.
Как видно из схем, фонтанная арматура строится на базе
использования в разных сочетаниях тройников, крестовин, за-
порных устройств, вентилей, лубрикаторов, устройств для
77

подвески НКТ. В свою очередь устройства эти выполняются
в различных конструктивных вариантах—исполнениях. Арма-
туры для разных расходов жидкости или газа отличаются диа-
Рис. 1V.5. Схемы фонтанных арматур для раздельной эксплуатации одной
скважиной нескольких горизонтов:
трубная головка; 2 — крестовина; 3 — эксплуатационная колонна; 4—клапаны; 5 —
пакер; 6 — башмак
метрами проходных отверстий, для разных давлений — проч-
ностью корпусов, конструкцией уплотнений и креплений, арма-
тура для сред с разным содержанием агрессивных компонентов
78

(прежде всего H2S и СО2) и различного климата отличается
марками сталей, свойствами применяемых полимеров.
При конструировании и изготовлении как колонных голо-
вок, так и фонтанных арматур было создано неоправданно
большое число типов, размеров, исполнений и конструктивных
вариантов отдельных элементов и арматуры в целом, что ус-
ложняло ее производство и использование. В связи с этим был
разработан стандарт ГОСТ 13846—74, который регламентирует
схемы фонтанных арматур, проходные размеры, ряд рабочих и
испытательных давлений, исполнения, а также размеры, что
позволяет резко сократить номенклатуру и унифицировать эле-
менты арматуры.
ГОСТом предусмотрено соотношение
проходного отверстия и давлений.
Dy, мм ............. 50
р, МПа................. От	35
до 105
диаметра
условного
150
21
35
IV.6), со-
65
7
70
80
21
70
100
21
35
Стандартом предусмотрено несколько схем (рис.
ставляюших, как видно, две группы арматур — на базе исполь-
зования тройников и на базе крестовин.
Трубная головка (рис. IV.7) наиболее характерного
типа, используемая в фонтанных арматурах, размеры и тип ко-
торой подчинены указанному стандарту, состоит из корпуса-
крестовика 1 с двумя боковыми отводами и фланцами для креп-
ления запорных устройств, трубодержателя 4, переводника 10
для подвески НКТ, уплотнения 2 с грундбуксой 3, втулкой 9 и
стопорными винтами 6.
Крестовая арматура (рис. IV.8, а) для скважин, не
содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием
50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 МПа. Елка арма-
туры имеет два сменных штуцера, что позволяет быстро их за-
менять. Арматура рассчитана как на однорядный, так и на
двухрядный подъемник, в последнем случае
гая трубная головка.
Техническая характеристика крестовой арматуры
Давление, МПа:
рабочее ..................................
пробное .................................
Диаметр проходных отверстий, мм:
ствола ...................................
струи ...................................
Диаметр подвешиваемых труб, мм:
первого ряда .............................
второго ряда ............................
Запорный орган ............................
Размеры, мм:
длина ....................................
высота...................................
ширина...................................
Масса, кг .................................
используется дру-
70
105
52
42
114
73
Прямоточные
задвижки
2500
2950
980
3000
79

Рис. 1V.6. Стандартизован-
ные схемы фонтанных арма-
тур:
/ — манометр; 2 —вентиль; 3 —
буферный фланец под мано-
метр; 4 — запорное устройство;
5 — тройник; 6 — дроссель; 7 —
переводник трубной головки;
8 — ответный фланец; 9 — труб-
ная головка: 10 — крестовина
Рис. 1V.7. Трубная головка:
1 — крестовик; 2 — набор ман-
жет; 3 — грундбукса; 4 — тру-
Содержатель; 5 — предохрани-
тель; 6 — винт; 7 — манжеты;
8 — гайка: 9 — втулка; 10 —•
переводник

Рис. IV.8. Фонтанная арматура:
а — арматура крестовая; б — арматура тройниковая; в — арматура крестования с дистан-
ционным управлением запорными устройствами
Тройниковая арматура (рис. IV.8.6). Трубная го-
ловка, кроме крестовины 7, имеет тройник 2, что позволяет не-
сти два ряда НКТ.
81

Техническая характеристика тройниковой арматуры
Давление, МПа
рабочее ......................................... 50,0
испытательное .................................. 100,0
Диаметр проходного отверстия, мм:
ствола............................................ 50
струн ............................................ 50
Диаметр подвешиваемых труб, мм:
первого ряда .............................................. 114
второго ряда ........................................ 73
Размеры, мм:
длина .............................................. 3350
высота ............................................ 4060
ширина.............................................. 815
Масса, кг............................................ 4384
Как видно, на арматуре, рассчитанной на большое давле-
ние, на боковых отводах установлено не по одной, а по две
задвижки. Это обусловлено большей надежностью применен-
ных задвижек при одновременном обеспечении возможности их
смены на работающей скважине, т. е. без ее остановки.
В связи с широким применением клапанов-отсекателей пла-
ста и целого ряда приборов для измерений внутри работающей
скважины, диаметры которых значительны, в последние годы
наметилась тенденция увеличения диаметра прохода в фон-
танной арматуре, что одновременно способствует увеличению
производительности скважины и повышению точности измере-
ний. Примером такой арматуры может служить отечественная
арматура АФ6аВ-80/65х700 для высокодебитных, высоконапор-
ных скважин, в которой диаметр проходного отверстия по
стволу увеличен до 80 мм, а в боковых отводах—до 65 мм
(см. рис. IV.8,в).
Фонтанная арматура АФбаВ—-80/65x700 весьма совер-
шенна, оснащена задвижками с пневмоприводом, может рабо-
тать при больших давлениях и высокой температуре пластовой
жидкости, конденсата или газа и в то же время при низких
температурах окружающей среды.
Техническая характеристика фонтанной арматуры АФбаВ—80/65 x 700
Давление, МПа:
пробное.......................................70
рабочее.......................................105
Диаметры прохода, мм:
фонтанной	елки............................80
струн..........................................85
Диаметры подъемных труб, мм	73	и 114
Запорные устройства — задвижки:
прямоточные с уплотнительной смазкой ... С ручным управлением
пиевмопрнводные, поршневые....................С дистанционным	управ-
лением
Регулирующие устройства.........................Быстросменный	штуцер
Клапаны с пределами срабатывания:
для высокого давления, МПа......................От*5,0_’до^15,5
82

для низкого давления, МПа....................От 0,6 до 3,6
Давление воздуха для управления пневмопривод-
ными задвижками, МПа...........................1,2—1,5
Напряжение на электропневматическом клапане, В 220
Температура, °C:
рабочей среды..................................120
окружающего воздуха..........................до —40
Среда..........................................Газоконденсат	и другие
некоррозионные среды
Размеры, мм:
длина........................................ 3320
ширина.......................................1250
высота.......................................4410
Масса арматуры с запасными частями, кг . . . 5500
Подъемные трубы в этой арматуре подвешивают на резьбе
на переводниках 1 и 2, в крестовиках 14, 15 и переводном
фланце 13. Через отводы трубной головки прокачивают жид-
кость при освоении скважины и проводят разные технологи-
ческие операции в процессе ее эксплуатации, а также контро-
лируют затрубное и кольцевое пространства. В боковых флан-
цах крестовиков нарезана резьба для ввинчивания пробки
обратного клапана при смене задвижек с Помощью специаль-
ного приспособления без остановки скважины.
Одна из стволовых задвижек в фонтанной арматуре имеет
дистанционное пневматическое управление. Электрический сиг-
нал поступает с пульта управления на соленоид клапана пнев-
мопривода, клапан срабатывает, и газ под давлением посту-
пает в верхнюю или нижнюю полость пневмоцилиндра за-
движки 3, при этом задвижка открывается или закрывается.
Пневмопривод монтируется непосредственно на задвижке. Для
его питания используют воздух или азот, поступающий по тру-
бопроводу 11 через газовый редуктор. Две другие стволовые
задвижки 12 имеют ручное управление. Два рабочих отвода
фонтанной арматуры идут от боковых отводов верхнего кресто-
вика 8. На рабочих струнах предусмотрено по одной задвижке
4 с ручным приводом диаметром 65 мм и по одной с пневмо-
приводом 5, управляемых клапаном 7, устанавливаемым за бы-
стросменным штуцером 6. Задвижка 5 в процессе эксплуатации
закрывается автоматически при повышении или понижении
давления в линиях манифольда или арматуры против заданных
значений. Для открывания пневмоприводной задвижки 5 вруч-
ную вентиль перед клапаном закрывают, а ручку золотника 10
устанавливают в положение «Открыто», при этом верхняя по-
лость пневмоцилиндра задвижки сообщается с атмосферой,
а нижняя — с линией от воздушного баллона. При стабилиза-
ции рабочего давления поршень пилота возвращается в перво-
начальное положение, перекрывая отверстие в его корпусе. Бы-
стросменный штуцер 6 позволяет ступенчато регулировать
режим работы скважины. Давления в рабочих струнах и в за-
трубном пространстве замеряются манометрами, установлен-
ными на вентилях 9.
83

Большое значение для надежности, металлоемкости, техно-
логичности изготовления, сборки-разборки, ремонтоспособности
имеет способ стыковки элементов фонтанной арматуры — трой-
ников, крестовиков, запорных устройств, катушек, вентилей,
а также способ герметизации этих стыков. Существуют не-
сколько способов стыка элементов фонтанной арматуры. Наи-
более распространенный — фланцевый с креплением болтами
или шпильками (см. рис. IV.8). К недостаткам таких соеди-
нений относятся их значительная металлоемкость, большое чи-
сло болтов (шпилек) и необходимость стабильности крепления
каждого из них, а также чувствительность соединения к эф-
фекту релаксации. Фланцевые соединения обусловили необхо-
димость сварки литой части заготовок корпусов тройников и
крестовин со штамповками, что усложняет изготовление и при-
водит к увеличению объема работ по механической обработке.
Более простое соединение стыков — резьбовое с муфтовым
соединением, так как отпадает необходимость во фланце, про-
кладках, большом числе болтов, отверстий под них и упроща-
ется сборка-разборка. Однако резьбовое соединение увеличивает
вертикальный размер арматуры.
В последние годы получают все более широкое применение
так называемые хомутовые соединения, позволяющие резко
уменьшить размеры фланцев стыкуемых деталей, которые
превращаются в небольшие бурты. Одновременно отпадает не-
обходимость в большом числе шпилек и отверстий под них. Осо-
бое преимущество хомутового соединения — в резком ускорении
и упрощении сборки и разборки стыкуемых элементов арма-
туры.
При обеспечении высокой надежности элементов запорных
устройств становится возможным и целесообразным, особенно
при больших давлениях, изготавливать фонтанную арматуру из
моноблоков, каждый из которых содержит несколько элемен-
тов арматуры: две — четыре задвижки, тройник или крестовину.
В этом случае вообще отсутствуют стыки между этими элемен-
тами и отпадает необходимость в их герметизации, уменьша-
ются размеры, значительно сокращается металлоемкость.
Для исследования фонтанирующей скважины скважинными
приборами путем их спуска в подъемник фонтанная арматура
оснащается лубрикатором, который монтируется на верхней
части елки арматуры следующим образом. Закрывают верхнюю
стволовую задвижку, и через разрядную пробку вентиля сни-
жают давление. Отсоединяют верхний фланец с вентилем и ма-
нометром и устанавливают лубрикатор с помещенным в нем
прибором. Проволоку, на которой подвешен прибор, пропускают
через сальник. Лубрикатор опрессовывают, после чего при по-
мощи лебедки, смонтированной на специальной машине, спус-
кают скважинный прибор.
При конструировании фонтанной арматуры основные ее эле-
менты, в частности, толщину стенок и прочностные свойства
84

материалов, рассчитывают по эмпирическим формулам, так как
теоретические формулы не обеспечивают необходимой точно-
сти расчета. В основном конструирование осуществляется на
основе норм и приемов тензометрирования, а расчету подлежат
лишь зоны стыков элементов арматуры по методикам, завися-
щим от их конструкции.
При соединениях на резьбе, обычно конической, рассчиты-
вают прочность резьбового соединения по страгивающей на-
грузке, определяемой по формулам для конических резьбовых
соединений.
При фланцевых соединениях методика расчета зависит от
способа соединения фланцев: шпильками или хомутами. В обоих
Рис. IV.9. Расчетная схема фланцевого болтового соединения
случаях рассчитывают размеры фланцев и уплотнительной
прокладки, но в первом случае рассчитываются шпильки, а во
втором — хомут и стягивающие его болты. В обоих случаях оп-
ределяют усилия предварительной затяжки уплотнительной
прокладки. Последняя в сочетании с проточками под нее обес-
печивает герметичность соединения лишь при строго опреде-
ленных размерах, форме сечения и материалах прокладки
с размерами, формой сечения проточек во фланцах и величиной
осевого усилия, прижимающего фланцы. Осевое усилие при
соединении фланцев шпильками равно сумме усилий затяжки
шпилек, а при хомутовом соединении — результирующей от уси-
лий обжима наружных конических поверхностей фланцев внут-
ренними коническими поверхностями хомута.
85

В обоих случаях прокладка (рис. IV.9,a) может занимать
относительно граней проточек два положения. В первом случае
(рис. IV.9, б) она еще при сборке касается внутренних и на-
ружных поверхностей проточек, а уплотняется в результате
упругой деформации прокладки и зон контакта фланцев. Во
втором (рис. IV.9, в) положение прокладки зависит от затяжки
шпилек. При сборке она контактирует с внешней поверхностью
верхнего фланца и фаской нижнего, а при последующем об-
жиме фланцами ее положение и размер меняются, она умень-
шается в пределах упругой деформации. Указанием на упор
прокладки о внутреннюю поверхность проточки служит резкий
скачок в осевом усилии — при затяжке шпилек хомута.
Поставляемая заводами арматура в основном изготовляется
с прокладками, выполненными по второй схеме.
В методике расчета для второго способа установки про-
кладки она рассматривается как элемент толстостенного сосуда,
находящегося под внешним давлением ро. Тогда эквивалентное
напряжение в зоне внутренней поверхности можно определить
из формулы
оэкв = V°Z + — агат’	(IV- О
где ах— окружное и <зг— осевое напряжения.
2г2
От- - Ро...(IV.2)
г2—г2
'в ' в
=	(IV.3)
/пр
где Гн и гв — радиусы прокладки (наружной и внутренней);
Pz — осевое усилие; /Пр — площадь сечения прокладки, перпен-
дикулярная к ее оси.
Подставляя стх и ог в (1У.1), получим
Рг ± д/зр^ + 4п2(г1-^)^кв
Осевое усилие и внешнее давление связаны уравнением
2РХ tg а± = poJiDnftp,
где D„ — диаметр цилиндра в плоскости касания прокладки и
фланца:
Dn = 2гн — 27?о (1 — sin aj,
hp=hn—O,227?o— рабочая высота прокладки.
Примем, что максимальное ро должно быть таким, при ко-
тором (Тэкв-От материала прокладки. В таком случае стано-
вится возможным заменить аЭКв на от с одновременной коррек-
тировкой уравнения введением в него коэффициента запаса
86

прочности, обычно принимаемого 2,5 для фланца и 2,25 для
прокладки; тогда
Свкв “ Оч!п.
Для определения усилия затяжки необходимо учесть силы
трения, возникающие на контакте прокладка — фланцы. С уче-
том их усилие затяжки будет:
_	_	nDnAp(rH-4)°3KB
^зат — ---------------------------------------
При малой шероховатости поверхностей прокладки и прото-
чек под нее и сборке соединения на смазке (что обычно и де-
лается) для упрощения этой формулы силы трения можно не
учитывать. Когда угол щ имеет большие значения, осевые на-
пряжения малы, поэтому их можно не учитывать. Обозначив
&=ГвЛн, получим упрощенную формулу для определения усилия
затяжки:
Рзат = 0,25л£>пЛр (1 — /г2) от ctg ах.
Расчет усилий затяжки по этой формуле дает приемлемую
для практики точность результатов.
Определение усилий по приведенной здесь методике может
быть использовано при расчете фланцевых соединений как бол-
товых, так и хомутовых.
Усилия, действующие при работе фланцевого соединения,
определяются по формуле
Рзат = Рдавл + ДРзат — (F о ~Ь ^о) Рраб>
где Го=лДп/4. Эта формула соответствует положению про-
кладки, контактирующей в результате затяжки с обоеми поверх-
ностями канавки. Величины
А о = 0,5nDnftpf (ft) ctg а!
t(k) = 2fe2/(l + pfe2),
где p. — коэффициент Пуассона.
При использовании арматуры с фланцевыми соединениями
старых типов уплотнение прокладок происходит по первому спо-
собу. Поэтому практический интерес представляет расчет флан-
цевого соединения по схеме (см. рис. IV.9,б). Методика этого
расчета проще.
В этом случае усилие Р3ат определяют по допустимому дав-
лению предварительного обжима q прокладки:
Т’звт ” яВсрбзф?»
где £)ср — средний диаметр прокладки; — эффективная ши-
рина прокладки.
87

Допустимое давление для сталей марок сталь 20 принима-
ется равным 120—130 МПа, для сталей, предназначенных для
работы в коррозионных средах, марок 1Х18Н9—170—175 МПа.
Приведенный выше метод расчета шпилек предназначен
для эксплуатации фланцевого соединения при отсутствии рез-
ких колебаний температур продукции и окружающей среды и
при симметричном и равномерном распределении усилий по
шпилькам.
В более сложных условиях эксплуатации при большой раз-
нице температур окружающей среды и продукции, при значи-
тельных сезонных колебаниях температур, а также наличии
изгибающего момента, приложенного к фланцевому соедине-
нию, причиной которого являются или ее тройниковая схема,
или несимметрично приложенные к арматуре усилия от мани-
фольда, приводят к существенному изменению картины величин
и распределения нагрузок по шпилькам, к значительному ус-
ложнению характера их работы, без учета которого расчет их
не может быть достаточно точным.
Принимая, что усилие на фланцы соответствует сумме сил
от внутреннего давления и от затяжки, получим
Рдав ~Ь Н^эат — --“ Р 4" яОсрЙэф^Р,
4
где Рдав — усилие, обусловленное внутренним давлением р;
ЛРзат — остаточное усилие затяжки; пг=5,5—6,5 — коэффициент,
учитывающий упругость прокладки.
При прохождении через арматуру высокотемпературной
среды вследствие большей теплоотдачи температура шпилек
меньше температуры фланцев, особенно эта разница сущест-
венна при низких температурах воздуха. Это приводит к по-
явлению в шпильках дополнительных 'усилий вследствие раз-
личных линейных расширений элементов фланцев и шпилек.
Дополнительное усилие Pt определяется как
р* _________АМщпР______
Йщп ।
Рщп^Апп fnpfnp
где А/ — разность температур фланца и шпилек; ЛШп — длина
растягиваемой части шпильки; а — коэффициент теплового рас-
ширения фланца; hn — высота прокладки; Ешп, Ещ,— модуль
упругости материалов шпилек и прокладки; fmn, fnp — площади
сечений шпильки и прокладки.
йп = Лр + (1 — cos оц) /?0-
88

Дополнительные усилия на шпильках арматуры под дейст-
вием несимметричной нагрузки будут
р — Ммзг
£>ср 4~ Рб ~
2
где МИзг — момент, равный произведению веса струн арматуры
с манифольдом на расстояние от оси арматуры до центра тя-
жести приведенной массы струн арматуры и манифольда; £>с—
диаметр окружности центров отверстий фланца под болты.
Принимается, что усилие Р воспринимается третью шпилек
соединения. Тогда усилие, действующее в наиболее напряжен-
ной шпильке, будет
р	Рдав + &Р зат + Р/ + ЗР
* inn — ------------------->
2
где г — число шпилек.
Напряжение в этой шпильке равно <ТшП = Лпп/Апп.
Момент затяжки болтовых или шпилечных соединений ар-
матуры должен строго соответствовать заданному. Однако
в промысловых условиях это требование иногда не выполняется
из-за отсутствия динамометрических ключей. В результате
часть шпилек несет меньшую нагрузку. Неравномерности рас-
пределения нагрузки по шпилькам способствуют также несим-
метричность расположения струн арматуры, солнечная радиа-
ция и даже ветер при котором температура шпилек зависит от
интенсивности обдува их. Поэтому запас прочности при опре-
делении числа шпилек арматуры учитывает вероятность нерав-
номерности их нагрузки. Обычно принимается, что треть шпи-
лек не нагружена.
Увеличение долговечности фонтанной арматуры из-за ее вы-
сокой металлоемкости и стоимости имеет весьма важное зна-
чение, особенно при эксплуатации многодебитных газовых сква-
жин с большим количеством абразива. Исследованиями, выпол-
ненными под руководством профессора В. Н. Виноградова,
были выявлены закономерности расположения зон наиболь-
шего изнашивания внутренних полостей арматуры и определен
механизм их гидроабразивного изнашивания, что позволило на-
метить пути увеличения долговечности арматуры в целом за
счет изменения формы и величин сечений в зонах повышенного
изнашивания протоков и армирования их поверхностей более из-
носостойкими материалами. Подобные и некоторые другие
изменения конструкции арматуры усложняют ее, однако увели-
чение ее долговечности полностью оправдывает их.
Фонтанная арматура скважины соединяется с промысло-
выми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа
с помощью манифольда, который представляет собой сочетание
89



I
Рис. IV. 10. Манифольд фонтанной
арматуры:
a — манифольд газовой скважины; б —
манифольд нефтяной скважины
трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, об-
вязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для
подключения к трубному и затрубному пространствам агрега-
тов для проведения различных операций при пуске и эксплуата-
ции скважины.
Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных сква-
жин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников,
и других элементов. На более ответственных нефтяных скважи-
нах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще бо-
лее сложны манифольды для высокодебитных газовых сква-
жин, которые выполняются по следующим схемам.
Схема 1. Для мало- и среднедебитных скважин, эксплуати-
рующихся по одному отводу фонтанной елки.
Схема. 2. Для высокодебитных скважин, эксплуатирующихся
только по подъемной колонне труб по двум отводам елки
в один трубопровод.
Схема 3. Для скважин с низкими пластовыми давлениями,
допускающих отбор газа из затрубного пространства по од-
ному отводу трубной головки в один трубопровод.
Схема 4. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуати-
рующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу
трубной головки в два шлейфа.
90

Схема 5. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуати-
рующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу
трубной головки в два шлейфа.
Схема манифольда фонтанной арматуры газовой скважины
показана на рис. IV.10, а.
В фонтанной арматуре 1 за катушкой 2 и угловыми регули-
рующими штуцерами 3 и 4 обе рабочие струны и струны за-
трубного пространства обвязываются манифольдом с задвиж-
ками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохра-
нительными клапанами и продувочно-задавочной линией, со-
стоящей из линий 5 для подключения агрегатов, сбора глини-
стого раствора 6, подключения сепаратора 7, штуцеров 8,
ДИКТа 9 и факельной линии 10.
Манифольд обеспечивает возможность подачи в скважину
ингибитора, глушения с помощью продувочно-задавочной ли-
нии и продувки скважины по трубному и затрубному прост-
ранствам; проведения газодинамических исследований; под-
ключения насосных агрегатов на достаточном расстоянии от
устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле;
сбора глинистого раствора и других рабочих жидкостей при
освоении, глушении и интенсификации притока жидкости к за-
бою.
В манифольдах фонтанной арматуры ответственных газо-
вых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие
скважину при понижении и повышении давления по сравнению
с заданным. Схема манифольда фонтанной скважины показана
на рис. IV. 10, б. Арматура и манифольд газлифтных и нагне-
тательных скважин собираются из элементов, часть которых со-
ставляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.
§ 4. Запорные и регулирующие устройства фонтанной
арматуры и манифольда
К запорным устройствам относятся задвижки и краны для пе-
рекрытия или открывания каналов арматуры и манифольда,
к регулирующим — сменные штуцеры и вентили для изменения
дросселированием расхода пластовой жидкости или газа.
В зависимости от схемы фонтанной арматуры или мани-
фольда число запорных устройств в елке и трубной головке
может составлять 10—12, а в манифольде — 15—20 задвижек
или кранов.
Аналогичные запорные устройства используются в арма-
туре газлифтных и нагнетательных скважин.
Запорные устройства — задвижки и краны применяемых
в фонтанной арматуре типов широко используются в оборудо-
вании почти для всех технологических процессов и операций
при добыче нефти и газа, а в несколько измененном виде и при
бурении скважин. В частности, они используются в противо-
выбросном оборудовании, в манифольде буровых насосов,
91

в оборудовании для гидроразрыва пласта, для кислотной обра-
ботки и вообще во всех промывочных агрегатах, нефтегазопро-
мысловых коммуникациях и сооружениях для сбора, разделе-
ния, транспорта пластовой жидкости, нефти и газа, для за-
качки воды и газа в пласт. Значительная часть этих запорных
устройств применяется в оборудовании для первичной перера-
ботки нефти и газа и их транспортировки.
Широкое применение запорных устройств в разных отраслях
промышленности и транспорта, строительства, коммунального
хозяйства сделало их одним из наиболее массовых изделий
машиностроения и объектов эксплуатации. Только в нефте-
газодобывающей промышленности СССР в эксплуатации на-
ходятся около миллиона запорных устройств, а годовой их вы-
пуск превышает 100 тыс. штук. Поэтому надежность, металло-
емкость, ремонтоспособность запорного устройства каждого
типа, принятого к производству, являются особо важными по-
казателями.
Наиболее сложные условия эксплуатации запорных уст-
ройств наблюдаются при их использовании именно в фонтан-
ной арматуре фонтанирующих скважин. Как и остальное обо-
рудование, контактирующее с пластовой жидкостью, газом или
конденсатом, запорные устройства фонтанной арматуры нахо-
дятся под воздействием высокого давления (до 704-100 МПа),
пропускают через себя до нескольких тысяч тонн пластовой
жидкости или миллионов кубометров газа, часто содержащих
агрессивные среды (H2S и СОг), абразив, сильно минерализо-
ванную воду. Иногда температура пластовой жидкости дости-
гает 200—250°C, а температура окружающей среды на Севере,
например, опускается ниже —50 °C.'Нередки случаи, когда пе-
речисленные условия характерны для одного месторождения.
В подобных же условиях работают средства регулирования,
т. е. штуцеры. Аналогичны и условия эксплуатации запорных
устройств в манифольде фонтанной арматуры.
Эти особо сложные условия эксплуатации запорных уст-
ройств определяют и требования, предъявляемые к их конст-
рукции и изготовлению: способность выдерживать необходи-
мое давление и обеспечивать при этом герметичность запора,
пропускать поток жидкости или газа с минимальной потерей
напора, сохранять работоспособность при наличии агрессивных
сред и абразива, при высоких и низких температурах, быть
оперативными в управлении, иметь  минимальную металлоем-
кость.
Широкий диапазон дебитов и давлений, химического сос-
тава жидкости или газа, температур наряду с массовым харак-
тером производства запорных устройств сделали целесообраз-
ным и их выпуск не в универсальном, а в специализированном
исполнении прежде всего для различных давлений, расходов,
химического состава и температур. Параметры и исполнения
запорных устройств регламентируются стандартами.
92

Однако в особо сложных условиях эксплуатации, несмотря
на относительно высокую надежность, долговечность запорных
устройств недостаточна для длительной эксплуатации фонтан-
ной скважины без их замены. Поэтому не только запорные ус-
тройства, но и фонтанная арматура изготавливается с учетом
их возможных отказов и сохранения при этом работоспособ-
ности арматуры в целом, например, путем резервирования или
сменой запорного устройства под давлением, т. е. на работаю-
щей скважине.
Рис. IV.il. Классификация запорных и регулирующих устройств
Принципиальные схемы (рис. IV.11) основных запорных и
регулировочных устройств отличаются способом уплотнения.
Эффект уплотнения клиньевой задвижки обеспечивается за
счет распорного усилия клина — шибера, прижимаемого,
к гнездам каналов задвижки. Однако задвижкам этого типа
свойствен ряд серьезных недостатков: непрямоточность потока
жидкости или газа, возникновение завихрений, омывание ши-
бера в открытом положении жидкостью. Поэтому задвижки
с клиньевым шибером создают большие гидравлические сопро-
тивления, а долговечность омываемого потоком жидкости или
газа в открытом положении шибера и гнезда' мала. Недостаток
задвижек — сложность обеспечения герметичности контакта по-
верхностей клин — гнездо как при изготовлении, так и при ре-
монте, вследствие чего их производство резко сократилось, од-
нако парк их до сих пор весьма большой.
93

позволил значительно
Рис. IV. 12. Прямоточная плоскоши-
берная задвижка:
1 — корпус; 2 — седло на входе; 3 —
шпиндель; 4 — крышка; 5 — нагнетатель-
ный клапан; 6 — маховнк; 7 — регулиро-
вочный винт; 8 — ходовая гайка; 9 —
крышка подшипников; 10— манжеты; 11 —
тарельчатая пружина; 12 — седло на вы-
ходе; 13 — шибер
Более совершенна плос-
кошиберная задвижка,
в которой уплотнение кон-
такта шибер-гнездо дости-
гается различными спосо-
бами, но во всех случаях
конструкция их исключает
омывание герметизирую-
щих поверхностей шибера
в открытом положении
жидкостью или газом. Про-
пускаемый поток жидкости
или газа сохраняет на-
правление при проходе че-
рез шибер, поэтому за-
движки этого типа называ-
ются также прямоточными.
Такой принцип устройства
повысить долговечность задвижки и
резко сократить в ней гидравлические потери. Плоская
форма шибера способствует упрощению ее изготовления
и ремонта. Задвижки этого типа — основные среди вы-
пускаемых.
Кроме задвижек, в качестве запорных устройств использу-
ются краны с различными по форме пробками: цилиндрической,
шаровой, конической. Кран обеспечивает прямоточность по-
тока жидкости или газа.
В качестве регулирующих устройств применяются вентили
и втулочные сменные штуцеры. Использование вентилей, на-
зываемых часто регулируемыми штуцерами, в фонтанной ар-
матуре позволило плавно менять площадь сечения канала и
обеспечить бесступенчатое регулирование. Втулочные сменные
штуцеры рассчитаны на ступенчатое регулирование, за счет
использования набора деталей, представляющих собой дроссели
с каналами разных диаметров.
Прямоточная плоскошиберная задвижка с диаметром ус-
ловного проходного отверстия 65 мм рассчитана на рабочее
давление 21,0 МПа (рис. IV. 12). Основные детали задвижки:
стальной корпус 1 с крышкой 4, шибер 13, гнезда (седло). На
входе 2 и выходе 12 установлены подпирающие тарельчатые
пружины 11.
94

Рис. IV. 13. Плоскошиберная задвижка с принудительной смазкой запорного
устройства:
/ — корпус; 2 — щека; 3—шпиндель; 4— обратный клапан; 5 — втулка; 6—маховик;
7 — вннт; 8 — гайка; 9 — корпус подшипника; 10 — масленка; 11 — подшипник; 12 — уп-
лотнение; 13—крышка; 14 — поршенек; 15 — канавка; 16— втулка; 17 — контршпнндель
Такая конструкция наиболее типична для задвижек, рас-
считанных на небольшие расходы и давления. Масса за-
движек— 80—100 кг. Герметичность запора достигается за
счет подвижности гнезд 12 с кольцевыми уплотнениями и вы-
сокого класса изготовления их торцевых поверхностей и контак-
тирующих с ними поверхностей шибера. Для улучшения герме-
тичности и повышения коррозионной стойкости корпус за-
движки заполнен маслом.
Более сложная конструкция прямоточной плоскошиберной
задвижки (рис. IV.13) рассчитана также на рабочее давление
95

70,0 МПа, но отличается иной системой уплотнения. В корпусе
задвижки установлены две направляющие щеки с емкостями
для специальной смазки и каналами для ее подачи к уплотня-
емым поверхностям. Шибер состоит из двух плашек, распира-
емых несколькими пружинами. Плашки имеют пазы, в которых
размещены головки шпинделя и контршпинделя. Смазка пода-
ется к уплотняемым поверхностям под давлением рабочей
среды, что улучшает герметичность затвора. Запас смазки по-
полняется через обратные клапаны.
Для обеспечения управления задвижками, а также для
обеспечения возможного телеуправления они снабжаются
гидроприводом или пневмоприводом. На рис. IV.14 показана
схема пневмоприводной задвижки на рабочее давление 70 МПа
с условным проходным отверстием 50 мм. Как видно, конструк-
ции собственно задвижек отличаются лишь исполнением уст-
ройства для перемещения шпинделя и наличием приводных
цилиндров, гидравлического или пневматического.
В пробковом кране с конической пробкой (рис. IV. 15) гер-
метичность уплотнения обеспечивается точностью изготовления
96

Рис. IV.16. Регулируемый штуцер: корпуса и пробки, размером за-
/ — сменная насадка; 2— втулка	ЗОра МСЖДу НИМИ, Э ТЭКЖе СПб"
циальной смазкой, заполняющей
корпус крана. Кран рассчитан
на рабочее давление 14,0 МПа и имеет проходное отверстие
65 мм. Краны аналогичной конструктивной схемы выпуска-
ются на давления до 100—120 МПа.
Для установки, включения-отключения манометров и для
снижения давления используются вентили. Вентили, применя-
емые на фонтанных арматурах, рассчитаны на рабочее давле-
ние до 70,0 МПа, имеют проходное отверстие 5 мм и массу
3—4 кг.
Регулируемые штуцеры (рис. 1V.16) аналогичны по конст-
рукции вентилю. Они позволяют бесступенчато регулировать
давление на выкиде фонтанной скважины за счет осевого пе-
ремещения шпинделя штуцера с насадкой, входящей в гнездо.
Из-за переменного профиля насадки площадь кольцевого от-
верстия между гнездом и насадкой при перемещении шпинделя
меняется в пределах от 3 до 35 мм, что и позволяет регулиро-
вать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее
давление до 70,0 МПа. Масса штуцера около 80 кг.
Для облегчения управления штуцерами и для возможности
телеуправления они оснащаются приводом.
4 Заки ,№416
97

Рис. IV. 18. Размеры элементов стан-
дартного фланцевого соединения:
1 — фланцы; 2 — уплотнения- 3 — шпилька;
4 — гайка
верхности отверстия снимаются
няются новыми.
При агрессивных средах и
больших расходах жидкости
или газа насадка шпинделя и
гнездо штуцера быстро изна-
шиваются. Для повышения из-
носостойкости этих деталей
они изготовляются из специ-
альных композитных мате-
риалов. Однако и это не ис-
ключает необходимости в ча-
стых сменах регулируемого
штуцера. Поэтому в подобных
условиях применяются смен-
ные, втулочные штуцеры
с разными диаметрами отвер-
стий, которые при износе по-
с фонтанной арматуры и заме-
Смена обычного втулочного штуцера трудоемка и дли-
тельна. Для облегчения и ускорения этой операции применя-
ются быстросменные штуцеры (рис. IV.17). За счет использо-
вания сменных втулок с отверстиями диаметром 5, 8, 10, 15, 20,
25, 30 мм и возможности их быстрой смены можно ступенчато
регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на
рабочее давление 70 МПа.
Массовое применение запорных устройств и фонтанной ар-
матуры и специфика их конструкции, заключающаяся в соз-
дании большого числа типоразмеров из относительно неболь-
шого количества элементов, разные сочетания которых позво-
ляют создать большое разнообразие конструктивных вариантов,
сделали особо важным стандартизацию этих элементов. Стан-
дартизация позволяет расширить область применения каждого
из элементов оборудования и обеспечить необходимую унифика-
цию их, что, в свою очередь, способствует,увеличению серий-
ности изготовления узлов и деталей, а значит, и снижению их
стоимости и повышению качества.
Стандарты регламентируют главные параметры арматуры и
запорных устройств: рабочее давление и давление испытаний,
диаметр проходного отверстия. Кроме того, регламентируются
присоединительные размеры, габариты, масса и исполнение.
Большая часть узлов и деталей фонтанной арматуры и за-
порных устройств соединяются с помощью фланцев, стандар-
тизация размеров которых имеет особо важное значение для
обеспечения сборки и комплектования соответствующих типо-
размеров арматуры и манифольда. Поэтому размеры фланце-
вого соединения (рис. IV. 18) также регламентируются стан-
дартами.
Большое значение для производства фонтанной арматуры
и запорных устройств имеет упорядочение и сведение к мини-
98

муму числа марок сталей, используемых для их изготовления,
при одновременном обеспечении необходимой надежности из-
делия.
В связи с этим стандарты регламентируют химический со-
став, механические свойства и марки используемых сталей
в зависимости от размеров, давлений и особенностей среды.
Для изготовления корпусных деталей обычно из сварных
заготовок литой основной части корпуса и приваренных флан-
цев используются для литой части углеродистые стали с содер-
жанием углерода 0,3—0,4 %, а для работы при больших дав-
лениях с целью обеспечения большей прочности используются
легированные стали с присадкой хрома, молибдена, марганца,
реже никеля. Фланцы, как правило, штампованные, изготовля-
ются в первом случае также из обычных углеродистых сталей,
а во втором — из стали 40Х. Шиберы, шпиндели, крепеж и
мелкие детали изготовляются из углеродистой стали марок
сталь 30, сталь 35, сталь 40, прокладки из 08КП или сталь 20.
Для эксплуатации при низких температурах окружающей
среды, от —40 °C до —60 °C стандартами предусмотрено при-
менение арматуры и запорных устройств, в которых все матери-
алы, как металлические, так и неметаллические, а также сое-
динения деталей и узлов сохраняют свою прочность и износо-
стойкость при низкой температуре. Для этого корпусные
детали отливаются из сталей с меньшим содержанием углерода,
сварка выполняется специальными электродами, детали отжи-
гаются и термообрабатываются на меньшую твердость. Уплот-
нители изготовляются из полимерных материалов, сохраняю-
щих эластичность при низких температурах. Геометрическая
форма деталей, узлов и изделий в целом остается аналогичной
оборудованию в нормальном исполнении.
Исполнения для эксплуатации в агрессивных средах стан-
дартами делятся на несколько групп в зависимости от хими-
ческого состава агрессивных сред и содержания.
Наиболее интенсивное разрушение деталей фронтальной ар-
матуры, манифольда и запорных устройств возникает при
сероводородной коррозии, приводящей к сульфидному растрес-
киванию стали из-за водородного охрупчивация. С увеличением
прочности и твердости металла, с ростом действующих в сече-
нии напряжений, особенно переменных, скорость коррозии уве-
личивается. Стали с высоким содержанием углерода корроди-
руют быстрей, чем стали с низким. Поэтому для изготовления
в антикоррозионном исполнении по отношению к H2S приме-
няются стали с небольшим содержанием углерода (0,05—
0,22%), а нагрузки на изделие не должны приводить к боль-
шим напряжениям. Особый эффект дает легирование стали
никелем, хромом, молибденом; количество лигатуры определя-
ется содержанием H2S. В настоящее время начато освоение
месторождений с содержанием в газе H2S и СОг до 20—27 %.
В этих условиях высокой противокоррозионной стойкостью об-
4
99

ладают только высоколегированные стали, одной из таких ма-
рок сталей является советская сталь ООХ20Н8МЗД2Л.
Интенсивную коррозию металла вызывает СО2, с которым
добывается все большее количество нефти и газа. Наилучший
эффект по предупреждению и уменьшению углекислотной кор-
розии дает легирование сталей хромом, молибденом, никелем,
замена сталей алюминиевыми сплавами типа Д16Т, никелиро-
вание и покрытия стеклом. Широкое применение получили
стали Х8, Х9М — для корпусных деталей, сталь 40Х с никели-
ровкой — для шиберов. Конструкция оборудования, рассчитан-
ного на среды с СО2, в основном аналогична оборудованию
в обычном исполнении и отличается лишь материалами или
наличием специальных покрытий.
Интенсивность сероводородной и углекислотной коррозии
резко возрастает с увеличением влажности. В отсутствие влаги
коррозия вообще прекращается. Поэтому важнейшим средст-
вом предотвращения коррозии являются ингибиторы — вещества,
создающие на поверхности металла прочную пленку, исключаю-
щую контакт агрессивной среды и влаги с металлом. В случаях
разработки месторождений с высоким содержанием и серово-
дорода и углекислого газа даже высоколегированные стали
подвергаются коррозии, и лишь ингибирование может устра-
нить корродирующее влияние среды.
Скорость коррозии возрастает с увеличением давления,
влажности, температуры, скорости движения среды и действу-
ющих напряжений в металле. Поэтому в экстремальных слу-
чаях конструкция оборудования и режим его эксплуатации
должны иметь такие параметры и характеристики, которые по-
зволяли бы уменьшить значения этих величин.
§ 5. Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным
способом
Смысл газлифтного способа эксплуатации заключается в обес-
печении фонтанирования скважины путем подачи к низу ко-
лонны НКТ необходимого количества сжатого газа. Поэтому
работа выведенного на устойчивый режим газлифтного подъ-
емника аналогична работе фонтанного. В связи с этим и схема
газлифтного подъемника в значительной степени аналогична
фонтанному.
При компрессорном газлифте в отличие от фонтанного спо-
соба эксплуатации подачи сжатого газа в скважину делает
необходимым не только иметь источник сжатого газа, но и си-
стему коммуникаций для транспортировки его к устью сква-
жины, специальное оборудование устья и самой скважины для
подачи газа. Кроме того, необходимо отделение газа от добы-
той газожидкостной смеси для его компримирования и повтор-
ного нагнетания, вследствие чего его подвергают специаль-
ной подготовке. Как и фонтанный, газлифтный подъемник со-
100

стоит из колонны насосно-компрессорных труб, диаметр кото-
рой рассчитывают по специальной методике. Поскольку силы,
действующие на НКТ газлифтного и фонтанного подъемников,
аналогичны, то и их прочностные расчеты подобны.
В прошлом подача сжатого газа к низу газлифтного подъ-
емника осуществлялась по второму ряду труб, и подъемник
в этом случае назывался двухрядным. Трубы размещались
в скважине, как правило, концентрично. При этом диаметр
внутренних НКТ 48 или 60 мм, реже 73 мм. Диаметр наруж-
ных НКТ—102 или 114 мм, редко 89 мм. В двухрядном подъ-
емнике газ обычно нагнетается по межтрубному пространству.
Двухрядная конструкция требует большого расхода ме-
талла. Поэтому в последнее время она заменена однородной
с использованием специальных газлифтных клапанов.
Для сокращения пульсации газожидкостной смеси и коле-
баний динамического уровня жидкости в скважине применяют
концевые клапаны, монтируемые в нижней части колонны НКТ,
что обусловливает увеличение к. и. д. подъемника. Для пуска
газлифтной скважины пусковое давление должно намного пре-
вышать рабочее. В прошлом для этого применяли специальные
пусковые компрессоры высокого давления, что усложняло и
снижало эффективность эксплуатации скважин этим способом.
Для уменьшения пускового давления были созданы пусковые
клапаны, применение которых резко упростило операции пуска
и устранило необходимость в пусковых компрессорах. Эти же
клапаны используются при освоении скважин.
Для оптимизации режима работы газлифтной скважины,
как непрерывного, так и периодического действия, применяют
рабочие клапаны.
В настоящее время известны десятки конструктивных вари-
антов газлифтных клапанов. Общим для них является весьма
малый поперечный размер. В большинстве случаев клапаны
дифференциального действия. В качестве упругого элемента
в них используют сильфон или пружину, реже их комбинацию.
Корпус клапана размещается снаружи НКТ, что необходимо
для свободного прохода потока жидкости по подъемнику.
Важнейшее требование, предъявляемое к клапанам: обес-
печение стабильности их характеристик и надежности в тече-
ние длительного срока эксплуатации. Выполнение этих требо-
11 пи из-за малых габаритов и агрессивности окружающей среды
делают задачу создания газлифтных клапанов весьма слож-
ной. Несмотря на конструктивную и технологическую отрабо-
танность клапанов отказы их относительно часты. Для смены
клапанов обычной конструкции необходим подъем, а затем спуск
всей колонны НКТ, что сложно, трудоемко, дорого и связано
с необходимостью прекращения эксплуатации скважины.
Для устранения этого была предложена новая конструкция
клапанов и комплекс специального оборудования для их смены
без подъема колонн НКТ с использованием проволоки и
101

специальной лебедки для подъема и спуска клапанов внутри
НКТ. При этом обеспечивалась возможность съема клапана
с посадочного гнезда или посадки в него при размещении уст-
ройства в эксцентрично смещенной относительно оси колонны
НКТ клапанной камере.
Эксцентричные камеры с карманом для ввода в них кла-
панов размещаются по длине подъемника на расстояниях, оп-
ределяемых в каждом отдельном случае расчетным путем.
Захват клапана осуществляется экстрактором, подвешен-
ным на стальной проволоке, пропущенной через лубрикатор
устьевой арматуры. При глубинах спуска-подъема клапанов на
4000—4500 м используются проволока диаметром 2,5 мм и
специальная гидроприводная лебедка.
Расчет и конструирование газлифтных клапанов выполня-
ются по методикам, служащим для проектирования клапанных
устройств и учитывающим особенности эксплуатации газлифт-
ных клапанов. Одним из важных требований, предъявляемых
к пусковым клапанам, является обеспечение большого закры-
вающего перепада давлений, поскольку клапан должен закры-
ваться лишь после того, как уровень жидкости, оттесняемой га-
зом, достигнет следующего клапана и будет обеспечен пропуск
газа через этот клапан. Выполнение этого требования делает
необходимым высокоточные расчет и изготовление упругих
элементов клапанов и последующую их тарировку. Встраива-
ние в колонну НКТ эксцентричных камер приводит в зонах их
размещения к дополнительному растягивающему колонну уси-
лию, приложенному несимметрично. Поэтому для обеспечения
равнопрочности колонны сечения стенок несимметричной ка-
меры в зонах переходов от концентричных к эксцентричным
увеличиваются, а материал камер подбирается с прочностными
свойствами, соответствующими необходимой несущей способ-
ности.
Сжатый газ от газопровода или компрессорной станции
(КС) подается в газораспределительные пункты (ГРП), каж-
дый из которых направляет его в группу газлифтных скважин.
Газ распределяется с помощью газораспределительных бата-
рей (ГРБ), число которых на каждом ГРП может быть раз-
ным в зависимости от числа скважин, приходящихся на газо-
распределительный пункт и на батарею. В последнее время
батареи выполняются блочными и комплектно поставляются
промыслам заводами-изготовителями. Батарея представляет
собой сочетание напорных линий с регулирующими устройст-
вами, обычно игольчатыми дросселями, позволяющими распре-
делять газ по скважинам в соответствии с заданными парамет-
рами. Контроль распределения и параметры регистрируются
приборами, размещенными в шкафу КИП.
Конструирование ГРБ выполняется по методикам и нор-
мам, относящимся к обвязкам и трубопроводам высокого дав-
ления.
102

Ila ГРП от КС иногда подводятся не одна, а две линии —
высокого (пускового) давления и рабочего. Кроме того, на ГРП
часто устанавливаются дозировочные насосы, нагнетающие
ПАВ и ингибиторы в линии, идущие к скважинам.
Вся оснащенность ГРП должна выполняться во взрывобезо-
пасном исполнении с обеспечением вентиляции.
Глава V
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НАСОСАМИ
С МЕХАНИЧЕСКИМ ПРИВОДОМ
В основу рассматриваемого способа эксплуатации скважин по-
ложено использование объемного насоса, спускаемого в сква-
жину и приводимого в действие приводом, расположен-
ным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены
посредством механической связи. Весь этот комплекс оборудо-
вания называют штанговой скважинной насосной установкой
(ШСНУ).
В Советском Союзе более 60 % действующего фонда сква-
жин эксплуатируется ШСНУ.
Основные параметры, характеризующие ШСНУ, следую-
щие:
подача, определяемая количеством пластовой жидкости, под-
нимаемой в единицу времени (м3/сут). Так как пластовая жид-
кость состоит из смеси нефти, воды, газа, песка, солей и ряда
других примесей, то в характеристике ШСНУ обычно указы-
вают подачи всей жидкости и нефти;
развиваемое давление, обусловленное рядом факторов: глу-
биной подвески скважинного насоса с учетом подпора на его
приеме. В свою очередь величина подпора при работе в уста-
новившемся режиме обусловлена прежде всего динамическим
уровнем пластовой жидкости. Помимо этого давление зависит
от плотности жидкости, гидравлического сопротивления труб,
противодавления на устье скважины и т. д.;
к. п. д. ШСНУ, определяемый отношением работы привод-
ного двигателя к полезной работе по подъему пластовой жид-
кости установкой. Учет к. п. д. установки достаточно сложен и
в значительной степени зависит от особенностей каждой сква-
жины. Так, например, использование энергии газа, растворен-
ного в жидкости, может резко увеличить к. п. д. установки,
а увеличение вязкости пластовой жидкости — снизить его;
надежность установки, характеризуемая долговечностью,
ремонтоспособностью и безотказностью;
масса установки, включающей ее подземную и надземную
части. Увеличение массы установок удорожает установку, ус-
ложняет обслуживание и ремонт. Кроме того, большая масса
ЮЗ

приводит к необходимости сооружения Дорогостоящего и Трудо-
емкого в изготовлении фундамента.
Рациональная область применения ШСНУ ограничена по-
дачей до 100—120 м3/сут и глубинами подвесок 1500—1800 м.
В отдельных случаях ШСНУ могут использовать с подвесками
насосов до 3500 м, а в неглубоких скважинах — с дебитами до
200—300 м3/сут. Большинство установок имеет подачу до 30,
реже 50 м3/сут при глубинах подвески 1200—1500 м.
Широкое распространение ШСНУ обусловлено прежде всего
применением скважинного насоса объемного типа, что обеспе-
чивает:
отбор пластовой жидкости в объеме от долей до сотен ку-
бических метров в сутки при приемлемых энергетических за-
тратах;
простоту обслуживания и ремонта в промысловых условиях;
малое влияние (по сравнению с другими способами) на ра-
боту установки физико-химических свойств жидкости.
§ 1.	Штанговые скважинные насосные установки
и их основные элементы
I Штанговая скважинная установка состоит из привода, устье-
' вого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-
компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного
подземного оборудования (рис. V.1). В редких отдельных слу-
_ чаях какой-либо из перечисленных элементов может отсутство-
вать, тогда его функцию выполняют другие элементы ШСНУ.
Привод предназначен для преобразования энергии двига-
теля в механическую энергию колонны насосных штанг, дви-
жущихся возвратно-поступательно.
Колонна насосных штанг представляет собой стержень, со-
стоящий из отдельных штанг, соединенных друг с другом резь-
бовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает ме-
ханическую энергию от привода к скважинному насосу.
Г Скважинный насос (как правило, плунжерный) преобра-
/ зует механическую энергию движущихся штанг в механическую
(энергию откачиваемой пластовой жидкости.
। Колонна насосно-компрессорных труб служит каналом для
; подъема откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает
^ удержание на весу цилиндра скважинного насоса. ’
Устьевое оборудование герметизирует внутрегГнюю полость
колонны НКТ, ее соединения с нефтепромысловым коллектором,
а также фиксирует верх колонны НКТ.
Вспомогательное подземное оборудование устанавливается
в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект
могут входить: якорь, фиксирующий низ колонны НКТ относи-
тельно эксплуатационной колонны, газовые и песочные якори
для отделения из пластовой жидкости, поступающей на прием
104

Рис. V.l. Блок-схема скважин-
ной насосной установки
Электроэнергия
Вспомогатель ное
подземное
оборудование
Продуктивный пласт
насосная установка включает
скважинного насоса, газа
и песка, иногда клапаны-
отсекатели пласта.
В отдельных случаях
колонна штанг может
быть полой, и ее внутрен-
няя полость используется
в качестве канала для
подъема пластовой жид-
кости. При этом колонна
НКТ может отсутство-
вать, а цилиндр скважин-
ного насоса фиксируется
специальным якорем с па-
кером.
Рассмотрим отдель-
ные элементы установки
на примере ШСНУ с ба-
лансирным станком-ка-
чалкой (рис. V.2).
Штанговая скважинн
в себя привод, располагаемый в непосредственной близости от
устья скважины. Известно большое число различных конструк-
ций приводов. Привод ШСНУ обеспечивает вертикальное воз-
вратно-поступательное перемещение верхней точки колонны
штанг. Последняя собирается из отдельных штанг длиной 8 м,
диаметром 16—25 мм, соединяемых друг с другом посредством
резьбовых муфт.
Первая, верхняя штанга (устьевой шток) имеет, как правило,
несколько больший диаметр (до 38 мм) и пропущена через
устьевой сальник, обеспечивающий герметизацию внутренней
полости НКТ.
Колонна насосно-компрессорных труб соединяет скважинный
насос (его цилиндр) с устьевым оборудованием и образует ка-
нал для движения вверх пластовой жидкости, откачиваемой
скважинным насосом. Колонна собирается из отдельных труб
17 длиной 8—11 м'и диаметром 38—102 мм с помощью муфт.
Устьевое оборудование I имеет корпус, в котором располо-
жен устьевой сальник, боковой отвод для соединения внутрен-
ней полости НКТ с промысловым коллектором, а также боковой
отвод, сообщающийся с затрубным пространством. Устьевой
сальник снабжен механизмом для регулировки его затяжки и
фиксации уплотненного элемента.
Штанговый скважинный насос III представляет собой на-
сос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, соединен-
105

Рис. V.2. Штанговая скважинная насосная установка:
/ — фундамент; 2 —рама; 3 — электродвигатель; 4 — редуктор; 5 —кривошип; 6 — груз;
7 — шатун; 8 — груз; 9 — стойка; 10 — балансир: 11 — механизм фиксации головкн ба-
лансира; 12 — головка балансира; 13— канатная подвеска; 14 — устьевой шток; 15 —
сальник устьевой; 16 — эксплуатационная колонна; 17 — иасосно-компрессорные трубы;
18 — колонна штанг-. 19 — скважинный насос; 20 — газовый якорь; 21 — уплотнение усть-
евого штока; 22 —муфта трубная; 23 —муфта штанговая; 24 — цилиндр скважинного
насоса; 25 — плунжер насоса; 26 — нагнетательный клапан; 27 — всасывающий клапан
ного с колонной НКТ, плунжера 25, соединенного с колонной
штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере,
а всасывающий 27—в нижней части цилиндра.
Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый
IV или песчаный якорь. В них газ и песок отделяются от пла-
стовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство
106

между насосно-компрессорной 17 и экпиц
доннами (на фрагментах 1—IV рисунка эксг
донна не показана), а песок осаждается н к<.
При работе ШСНУ энергия от электролит а а* ''л
через редуктор к кривошипно-шатунному мехаь
зующему вращательное движение выходного в,
через балансир с головкой в возвратно-поступатель.
колонны штанг. Связанный с колонной плунжер ч
шает возвратно-поступательное движение. При ход».
вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жид на-
ходящейся над плунжером, которая по колонне насосно-ком-
прессорных труб движется вверх — происходит ее откачивание.
В это время впускной всасывающий клапан открыт и жидкость
заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под дейст-
вием давления столба жидкости закрывается, нагнетательный
клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное
пространство цилиндра.
Поднятая па поверхность жидкость через боковой отвод
устьевого сальника поступает в промысловый коллектор.
В зависимости от специфических особенностей промыслов
или отдельных скважин применяют и другие конструкции эле-
ментов ШСНУ.
Как видно, ШСНУ представляет собой насосный агрегат,
вертикальный габарит которого соответствует расстоянию от
ШСН до привода. В результате его гидравлическая часть —
плунжер с цилиндром — удалена от механической, т. е. при-
вода, расположенного на поверхности до 3000—4000 м. Эта же
величина и определяет вертикальный габарит всей установки
в целом. Диаметральные размеры гидравлической части уста-
новки, т. е. колонн НКТ, штанг и скважинного насоса, весьма
малы по сравнению с линейными.
Из-за этих особенностей ШСНУ на работу существенно
влияют упругие деформации ее наиболее длинных элементов —
колонны штанг и НКТ, а также собственные веса подвижных
частей установки, которые соизмеримы, а в ряде случаев пре-
вышают полезные нагрузки, возникающие в процессе подъема
пластовой жидкости.
Все это предопределяет конструктивные особенности ос-
новных элементов и узлов ШСНУ.
§ 2.	Приводы штангового скважинного насоса
Назначение привода ШСН двояко—с одной стороны он пре-
образовывает энергию двигателя в механическую энергию ко-
лонны штанг, с другой — создает оптимальный режим работы
приводного двигателя. Привод обеспечивает движение точки
подвеса штанг по определенному закону, регулирует режим от-
качки пластовой жидкости за счет изменения длины и частоты
107

хода точки подвеса штанг,
пуск и остановку ШСНУ, кон-
троль режима работы внутри-
скважинного оборудования.
Он также позволяет исполь-
зовать двигатели минималь-
ной мощности, на режим на-
гружения которых закономер-
ность изменения внешней на-
грузки должна влиять в ми-
нимальной степени.
Привод ШСН состоит из
следующих основных блоков
(рис. V.3): силового органа,
уравновешивающего устрой-
ства и собственно привода.
Силовой орган предназна-
штанг и может быть механиче-
Рис. V.3. Блок-схема' привода штан-
говой скважинной насосной установки
1 — ход штанг вверх; 2 — ход штанг
вниз
чен для перемещения колонны
ским, состоящим из системы рычагов, канатов и блоков, гид-
равлическим или пневматическим — с использованием соб-
ственно гидро- или пневмоцилиндров.
Собственно привод включает двигатель (электромотор или
двигатель внутреннего сгорания) и передачу, которая может
быть механической или гидравлической. Эти два блока в ос-
новном обеспечивают выполнение первой функции привода, вы-
полнение второй обеспечивается уравновешивающим устройст-
вом, которое накапливает потенциальную энергию колонны
штанг при ее ходе вниз и отдает при ходе штанг вверх.
Применение уравновешивающего устройства обусловлено
следующим.
При ходе штанг вверх нагрузка на привод ШСН в точке
подвеса штанг обусловлена весом колонны штанг Рш и весом
столба жидкости, находящейся над плунжером скважинного
насоса Рж (остальные силы рассматривать не будем). При этом
за время хода штанг вверх tB на длину хода штанг S соверша-
ется работа Лв= (Рш+Рж)8. Средняя мощность двигателя при
этом будет Л/Срв= (Рш+Рж)8//Е.
При ходе штанг вниз в течение времени t„ нагрузка на при-
вод в точке подвеса штанг обусловлена только весом колонны
штанг Рш, и так как они перемещаются вниз, то работа будет
отрицательной: Ан=—Рш8.
Средняя работа, которая совершается установкой за время
двойного хода T=tB+tH, будет определяться как Лв+Лн=Рж8,
а соответственно средняя мощность, необходимая для привода
установки, Nср= Рж8/Т.
В первом приближении, выбирая двигатель без учета особен-
ностей изменения нагрузки на привод, исходя из максимальной
средней мощности можно показать, что для неуравновешенной
установки, т. е. без аккумулирующего устройства, двигатель
108

Должен выбираться исходя из величины Мн= (Лп+Ак)<$Лв>
а для уравновешенной — из Ny=PmS/T.
Поскольку соотношение времени хода штанг вверх tB и вниз
/н при одной и той же продолжительности двойного хода Т мо-
жет быть различным, то обозначив отношение tBltB=a, можно
записать tB = aT/(l +а).
Определим соотношение мощностей двигателей неуравнове-
шенной и полностью уравновешенной установок, работающих
в идентичных условиях.
При этом в результате преобразований соотношение весов
колонн штанг и жидкости было заменено соотношением их
масс:
= —~~ = (1 Ч-?ш/?ж)(1 + !/«)>	(V.1)
Ny
где <7ж,	— соответственно масса 1 м столба жидкости над
плунжером скважинного насоса и колонны штанг.
Таким образом, для неуравновешенной установки кратность
увеличения мощности двигателя определяется прежде всего со-
отношением диаметров штанг и плунжера скважинного насоса,
а также соотношением продолжительностей хода штанг вверх
и вниз.
Практика показывает, что величина l+qmjqw. может изме-
няться в пределах от 2 до 6 с учетом того, что для большинства
установок т. е. а=1, и соответственно Лх=4—12. Таким
образом, мощность двигателя, приводящего в действие неурав-
новешенную установку, должна быть в 4—12 раз больше мощ-
ности двигателя, приводящего в действие установку, работаю-
щую в том же режиме, но полностью уравновешенную.
Совершенство конструкции привода ШСН оценивается
степенью влияния изменения нагрузки в точке подвеса штанг
на характер нагружения приводного двигателя. Идеальной
конструкцией установки можно считать такую, которая в лю-
бой момент времени двойного хода будет обеспечивать посто-
янную и минимально возможную нагрузку на двигатель.
Потенциальная энергия штанг может накапливаться за
счет поднятия груза на определенную высоту, сжатия газа
в пневматическом аккумуляторе, вращения маховика, скорость
которого увеличивается, и т. п. При использовании уравнове-
шивающих устройств, работающих с перечисленными аккуму-
ляторами, уравновешивающие устройства называют соответст-
венно грузовыми (или гравитационными), пневматическими
или инерционными.
Известно использование в качестве груза аккумулирующего
устройства собственной колонны НКТ, одной или нескольких
колонн штанг рядом расположенных скважин. В этих случаях
установки называют уравновешиваемыми колонной НКТ и
групповым уравновешиванием соответственно.
109

Основные показатели приводов ШСН зависят от конструк-
ции и типа перечисленных узлов, т. е. уравновешивающего ус-
тройства, силового органа и привода, а также вида кинемати-
ческой связи силового органа с уравновешивающим устройст-
вом, так как именно эта связь обеспечивает передачу наиболь-
шей мощности во всем приводе установки.
С учетом основных блоков установки и их связей на
рис. V.4 приведена классификация приводов.
Классификация приводов ШСН по их параметрам условна,
так как по мере развития техники для добычи нефти такие по-
нятия, как длинноходовые или мощные приводы, меняют свое
содержание. В настоящее время принято следующее деление
приводов ШСН.
По максимальной нагрузке в точке подвеса штанг
Ртах, т. е. по сумме максимальных статических, динамических
и инерционных нагрузок в точке подвеса штанг, различаются
легкие.....................................   Ртах	30 кН
средние.....................................  Ртах	>00 кН
тяжелые ................................ .	Ртах >100 кН
По длине хода точки подвеса штанг. Известные
конструкции приводов обеспечивают длину хода точки подвеса
штанг от 0,3 до 12 м при плавной или ступенчатой регулировке
от минимальной длины до максимальной, паспортной.
По максимальной длине хода Sraax приводы делят
на:
короткоходовые ............................ Smax	< 1 м
среднеходовые.........................1	м< Smax < 3 м
длинноходовые ........................3	м < Smax 6 м
сверхдлинноходовые......................... Smax	> 6 м
По частоте ходов точки подвеса штанг приводы могут
быть:
тихоходные ...............................
средние ..................................
быстроходные .............................
итах 6
б нтаХ 15
птах >15
Следует отметить, что частота однозначно не определяет
«быстроходность» привода, которая характеризуется величиной
средней скорости перемещения точки подвеса штанг, т. е. вели-
чиной nS.
По этой величине установки с большей определенностью мо-
гут быть разделены на тихоходные, средние или быстроход-
ные.
По величине потребляемой мощности классифи-
кация приводов также условна. Она косвенно характеризует
работу, выполняемую установкой в единицу времени. Принято
приводы разделять на следующие группы:
Маломощные ................................ N	5 кВт
Средней мощности....................... 5	< N 25
Мощные ........................... 25 < N	100
Сверхмощные ............................... N	> 100
НО

Рис. V.4. Классификация приводов ШСНУ

Масса привода характеризует степень совершенства кине-
матической схемы, уровень конструирования и технологии из-
готовления деталей, сборки и т. п. Масса привода должна рас-
сматриваться не по абсолютной величине, а в расчете на ее
основные показатели — длину хода, максимальное усилие, по-
требляемую мощность.
§ 3.	Штанговые скважинные насосы
‘‘Штанговый скважинный насос для откачивания пластовой
жидкости из скважин приводится в действие колонной штанг.
Он работает в тяжелых условиях: перекачиваемая пластовая
жидкость содержит в себе минерализованную воду, абразив,
химически активные вещества, газы — часто сероводород и
СО2. Температура окружающей среды может превышать
100°С. Работая в подобных условиях, скважинный насос дол-
жен иметь достаточную долговечность и высокий к. п. д. Раз-
нообразие условий эксплуатации нефтяных месторождений ис-
ключает возможность однозначного определения к. п. д. или
долговечности ШСН. Межремонтный период работы насоса ко-
леблется от 15—20 до 400—500 сут, к этому времени его объ-
емный к. и. д. снижается до 30—50 %•
Основной задачей в области конструирования насосов яв-
ляется увеличение их надежности и повышение эксплуатацион-
ных показателей: глубины спуска насоса и коэффициента по-
лезного действия.
В настоящее время почти во всех ШСНУ используются
штанговые скважинные насосы — вертикальные, одинарного
действия с полым проходным плунжером. Процессы всасыва-
ния и нагнетания у них осуществляются при движении плун-
жера вверх.I
Комплекс, состоящий из скважинного насоса, НКТ и штанг,
представляет собой по существу дифференциальный насос, по-
дача которого происходит при ходе штанг и вверх, и вниз. Без
учета утечек при ходе штанг вверх объем пластовой жидкости,
вытесняемой из колонны НКТ в промысловую сеть, будет
Кц= (F—f)S, где F — полная площадь поперечного сечения
плунжера, f — площадь поперечного сечения устьевого штока,
S — длина хода устьевого штока, принимаемая равной ходу
плунжера. При ходе штанг вниз объем вытесняемой жидкости
будет равен объему устьевого штока, проходящего через саль-
ник, т. е. VB—fF.
Таким образом, подача жидкости в промысловую сеть за
двойной ход штанг будет происходить при ходе вверх и вниз,
а суммарный поднятый объем жидкости V=VB-bVH=fS.
По способу крепления к колонне НКТ насосы делятся на
невставные (трубные) и вставные.
Цилиндр трубного насоса присоединяется к колонне НКТ
и вместе с ней спускается в скважину. Трубные насосы имеют
112

простую конструкцию, и их применяют в скважинах с боль-
шим дебитом. Их применение наиболее целесообразно в сква-
жинах с большим межремонтным периодом, так как для смены
или ремонта цилиндра насоса необходимо поднимать всю ко-
лонну труб.
Цилиндр вставного насоса спускается внутри труб на ко-
лонне штанг и монтируется на них с помощью специального
замкового соединения. Это позволяет менять вставной насос
без спуска и подъема труб. Но при одинаковых диаметрах
плунжеров вставной насос требует применения НКТ большого
диаметра. Так, например, трубный насос с диаметром плун-
жера 43 мм можно спустить на 60-мм трубах, а вставной
с плунжером того же диаметра требует применения НКТ боль-
шого диаметра — 73 мм.
В настоящее время скважинные штанговые насосы с вту-
лочными цилиндрами и металлическими плунжерами изготав-
ливаются в соответствии с ГОСТ 6444—78. Они предназначены
для откачки пластовой жидкости с содержанием воды до
99%, динамической вязкостью до 0,1 Па-с, с содержанием
H2S до 0,1 % (в объеме), твердых механических примесей до
0,5 % с температурой до 130 °C.
Насосы имеют условное обозначение, в которое входят: тип
насоса, условный размер — диаметр плунжера (мм), длина
хода плунжера (мм) и глубина спуска (м) (два последних по-
казателя уменьшают в 100 раз). В зависимости от условных
диаметров плунжеров различают насосы малого (28, 32, 36,
43 мм), среднего (55 мм) и большого (68, 82, 93 мм) диамет-
ров. Длина хода плунжера насосов изменяется в пределах от
0,6 до 6 м.
ГОСТом предусмотрено изготовление скважинных насосов
следующих типов:
НСВ1 —вставной
одноступенчатый,
с
с
с
с
втулочным цилиндром и замком наверху;
НСВ2 — вставной, одноступенчатый;
втулочным цилиндром и замком наверху;
НСВД — вставной, двухступенчатый,
втулочным цилиндром и замком наверху;
НСН1 — невставной, одноступенчатый,
втулочным цилиндром и захватом штока;
НСН2 — то же, с ловителем;
НСНА — то же, с автосцепом;
одноплунжерный,
двухплунжерный,
двухплунжерный,
одноплунжерный,
одноплунжерный,
НСВ1Б — вставной,	одноступенчатый,
безвтулочным цилиндром и замком наверху;
НСН2Б— невставной, одноступенчатый, одноплунжерный,
безвтулочным цилиндром и ловителем.
Основные схемы трубных насосов приведены на рис. V.5.
с
с
Они различаются конструкцией устройств для извлечения вса-
сывающего клапана, числом клапанов и способом уплотнения
зазора между плунжером и цилиндром.
113

В насосах с небольшой длиной хода (см. рис. V.5, а) ис-
пользуется конструкция с тяговым штоком для поднятия вса-
сывающего клапана без каких-либо дополнительных операций
для ловли захватного приспособления. К недостаткам этой кон-
струкции относится наличие значительного вредного прост-
ранства, необходимого для размещения тягового штока во
внутренней полости плунжера.
Рис. V.5. Основные схемы трубных насосов
Насосы остальных типов снабжены специальным замком,
который при опускании плунжера в нижнее положение и пово-
роте его колонной штанг позволяет захватить и поднять прием-
ный клапан.
Насосы (см. рис. V.5, б) снабжены двумя нагнетательными
клапанами. Плунжер насоса (см. рис. V.5, в) применяется
в скважинах, дающих пластовую жидкость с большим коли-
чеством песка.
Зазор между плунжером и цилиндром уплотняется либо
гидравлически — за счет создания малого зазора большой
длины, обеспечивающего необходимый перепад давления над и
под плунжером, либо эластичными манжетами (см. рис. V.5,а).
114

Рис. V.6. Основные схе-
мы вставных насосов
Рис. V.7. Конструкция плунжеров скважинных насосов:
а — гладкий; б — с кольцевыми канавками; в — с винтовой канавкой; г — пескобрей:
д — манжетный; 1 — корпус плунжера; 2 — резиновое кольцо; 3 — набухающие резино-
вые кольца
Основные схемы вставных насосов приведены на рис. V.6.
Они отличаются местом расположения замка для крепления
насоса и типом подвижного узла — цилиндра или плунжера.
Наиболее распространена схема насоса с неподвижным ци-
линдром и замковой опорой в верхней части насоса
(рис. V.6, а).
Недостатком этой схемы является относительно частое сме-
щение втулок цилиндра при работе на большой глубине.
Расположение замка в нижней части цилиндра (рис. V.6, б)
позволяет выполнить его стенки толще, в результате чего ве-
роятность смещения втулок цилиндра при его работе уменьша-
ется. То же самое относится и к схеме насоса с подвижным ци-
линдром и неподвижным штоком (рис. V.6, в).
^Основные узлы и детали скважинного насоса следующие.
'Цилиндр может быть изготовлен из одной трубы или соб-
ран из отдельных втулок. В первом случае конструкция пред-
ставляет собой цилиндр с присоединительной резьбой на кон-
цах, внутренняя поверхность которого рабочая, обработанная
по высокому классу точности. Во втором случае конструкция
цилиндра сложнее — она представляет собой -кожух,• в котором
устанавливаются втулки (обычно длиной 300 мм) с внутренней
рабочей поверхностью и обработанными торцами. Набор вту-
лок устанавливается в кожухе, стягивается фасонными гай-
ками, наворачиваемыми на концы кожуха.
Оба вида цилиндров должны иметь строго цилиндрическую
внутреннюю поверхность: в первом случае это достигается
115

в результате специальной технологии изготовления, обеспечи-
вающей соответствующую точность, а во втором — сборкой
втулочного цилиндра с помощью специальных приспособле-
ний — направляющих и муфт.
Каждая из конструкций имеет свои преимущества и недос-
татки: цилиндр из цельной трубы труднее изготовить, он дороже,
но зато удобнее в эксплуатации, так как обеспечивает цилинд-
ричность рабочей поверхности в течение всего срока службы.
Наружный диаметральный размер его меньше вследствие от-
сутствия кожуха. Последнее позволяет изготавливать вставные
насосы с большим диаметром плунжера и обеспечивает выпол-
нение замковой опоры более надежной конструкции.
Цилиндр, собранный из втулок, дешевле в изготовлении,
так как втулки одного диаметра унифицированы для конструк-
ций насосов с различными длинами ходов. Это- упрощает
сборку насоса и дает возможность получения необходимой
длины хода. Однако в процессе эксплуатации соосность отдель-
ных втулок нарушается, в результате чего плунжер заклинива-
ется и насос выходит из строя. Большое число стыков между
торцами втулок также нежелательно, так как чревато появле-
нием утечек.
Плунжер представляет собой трубу, наружная рабочая
поверхность которой обработана с высокой чистотой и точ-
ностью. На концах плунжер имеет резьбу для крепления кла-
пана и переводник. В зависимости от условий работы насоса
используются плунжеры различных конструкций (рис. V.7).
По зазору между плунжером и цилиндром насосы делятся
по посадкам на следующие три группы: О, I, II с зазорами
0,000—0,045 мм, 0,020—0,070 мм, 0,070—0,120 мм соответст-
венно. Для маловязких нефтей при большой высоте подъема
жидкости применяют насосы группы 0-х посадок, при повышен-
ной вязкости и глубине подвески в пределах 500—1200 м сле-
дует применять насосы группы посадки I в обводненных и
многодебитных скважинах рекомендуется применение насосов
группы II.
Нагнетательный клапан устанавливается в зависи-
мости от особенностей конструкции насоса, в верхней нижней
частях плунжера или же и тут и там. Нагнетательный клапан
крепится к плунжеру посредством резьбового соединения.
Клапан должен иметь возможно меньшее гидравлическое со-
противление, обусловливающее появление дополнительного ус-
ловия при ходе штанг вниз. Конструкции нагнетательных кла-
панов приведены на рис. V.8.
Всасывающий клапан устанавливается в нижней части ци-
линдра. Способ его крепления определяется конструкцией на-
соса: у вставных насосов посредством резьбового соединения,
у трубных с помощью специального фиксатора для возмож-
ности извлечения клапана. В последнем случае клапан должен
иметь устройство для его надежного захвата и извлечения на
116

Рис. V.8. Клапанные узлы сква-
жинных ' насосов:
а—насоса НГН1; б—насоса НГН2;
в — насоса НГНЗ; 1 — корпус; 2 — ста-
кан: 3 — шарик; 4 — седло; 5 — нако-
нечннк-конус; г — конструкция Косты-
ченко
Рис. V.9. Шаровые клапаны:
а — с буртом; б — с гладкой наруж-
ной поверхностью
поверхность, а также проведения обратных операций. Помимо
этого должна быть обеспечена герметичность стыка посадочного
узла клапана. Как и нагнетательный, всасывающий клапан
должен иметь возможно меньшее гидравлическое сопротивле-
ние.
Основой конструкций нагнетательных и всасывающих кла-
панов являются седло клапана и шарик (рис. V.9). Как показы-
вает практика, именно пара шарик — седло в наибольшей сте-
пени отвечает всем требованиям, предъявляемым к этому узлу.
Седла клапанов изготавливают из стали марок 30X13, 35X18
или из твердого сплава ВК6В. Замковая опора вставного на-
соса должна обеспечивать герметичность стыка в рабочем по-
ложении, создавать достаточное усилие для его функциониро-
вания, а также свободно пропускать корпус насоса при его
смене.
Гидравлический расчет скважинного насоса
Он включает и определение утечек жидкости между плунже-
ром и цилиндром и гидравлического сопротивления нагнетатель-
ного и всасывающего клапанов.
117

Количество жидкости, вытекшее из полости над плунже-
ром в полость под плунжером при его движении вверх, опре-
деляется разностью объема утечек через зазор qx и объема
жидкости, увлеченной плунжером за собой:
92 = 91 — 9а = (2 + Зс2) nD&gH/vl — 0,5л£)би,
где с — относительный эксцентриситет с = е/б; е — абсолютный
эксцентриситет осей плунжера и цилиндра; б — радиальный за-
зор при концентричном расположении плунжера и цилиндра;
D — диаметр плунжера; g— ускорение силы тяжести; Н—пе-
репад напора на длине плунжера; v — кинематическая вязкость
откачиваемой жидкости; I — длина плунжера; и — скорость пе-
ремещения плунжера относительно цилиндра.
Поскольку при движении плунжер может занимать любое
возможное положение относительно цилиндра, то обычно в рас-
четах эксцентриситет принимают равным среднему возможному
значению с=0,5. Кольцевые канавки на плунжере умень-
шают длину рассчитываемого зазора, а гидравлические сопро-
тивленца, обусловленные резким изменением профиля попереч-
ного сечения клапана, практически не оказывают влияния.
В то же время канавки на плунжере позволяют избежать его
гидравлического заклинивания, когда гладкий плунжер при-
жимается давлением откачиваемой жидкости к одной стороне
цилиндра, а возникающие при этом силы сухого трения пре-
пятствуют его движению. Поэтому при наличии каналов в фор-
мулу следует подставлять приведенную длину плунжера /пр=
= /—ап,
где а — ширина кольцевой канавки; п— число канавок.
Потери напора в клапанах определяется по формуле
h = fu2/iif02g,
где р— коэффициент расхода, определяемый для каждого типа
клапана экспериментально, f,f0 — площадь плунжера и отвер-
стия седла клапана; и — скорость движения плунжера относи-
тельно цилиндра.
Для определения ц находят число Рейнольдса Re=Joi>o/v,
где Jo — диаметр отверстия в седле клапана; Vo — максималь-
ная скорость течения жидкости в отверстии клапана.
Расчет на прочность деталей скважинного насоса
Цилиндр насоса подвергается действию внутреннего давления,
изменяющегося от нуля до максимального значения, под дей-
ствием которого в теле насоса возникают тангенциальные и
радиальные напряжения. Максимальные напряжения можно
определить в зависимости от соотношения внутреннего г2 и на-
ружного Г[ радиусов цилиндра:
118

при rj > 1,1г2
где р2 — внутреннее давление; г — текущее значение радиуса.
Условие прочности цилиндра имеет вид <тЭкВ<И-
Величину оЭКв определяют по третьей теории прочности.
Расчет втулок проводят аналогичным образом, но с учетом ка-
сательных напряжений, действующих при сборке насоса.
Крутящий момент, который необходимо приложить при
сборке насоса, определяется исходя из условия обеспечения
требуемой плотности стыков между втулками.
Плунжер насоса рассчитывается на растяжение от дейст-
вия столба жидкости. Опасным сечением является впадина
первого витка резьбы.
Седло и шарик клапана на прочность не рассчитываются.
Как правило, их размеры определяются исходя из опыта ра-
боты применяемых конструкций.
§ 4.	Насосные штанги и трубы
Колонна штанг обеспечивает кинематическую связь силового
органа наземного привода с плунжером скважинного насоса.
Колонна насосных штанг работает в очень тяжелых условиях:
она подвержена действию циклически изменяющейся на-
грузки, которая, как правило, в верхней части носит пульсирую-
щий характер, а в нижней — знакопеременный;
она погружена в коррозионноактивную жидкость — смесь
нефти, минерализованной воды, в которой иногда присутствуют
агрессивные СОг и H2S;
ее боковая поверхность вследствие искривленности скважины
трется о внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб
и изнашивается. Процесс усугубляется наличием в пластовой
жидкости абразива.
Комплекс этих факторов отрицательно влияет на долговеч-
ность штанги и приводит к снижению ее несущей способности,
в результате чего наиболее слабым элементом скважинной на-
сосной установки является колонна штанг. Требуемая долго-
вечность колонны штанг при ее работе в заданных режимах на-
гружения достигается, во-первых, за счет улучшения конструк-
ции колонны штанг, применения прогрессивной технологии их
изготовления, использования более прочных сталей; во-вто-
рых— за счет обеспечения более легкого режима эксплуатации,
119

Рис. V.10. Изменение нагрузки
в верхнем сечении
/ — напряжение; 2 — усилие
составляющие действующих
лия в точке подвеса штанг
например, уменьшения числа цик-
лов нагружения или усилий, пе-
редаваемых штангами.
Расчет колонны штанг сво-
дится к определению величины и
характера изменения нагрузки
на них, выбору расчетной фор-
мулы, соответствующей дейст-
вительным условиям работы
штанг и определению допускае-
мых напряжений, обусловлива-
ющих достаточно надежную ра-
боту колонн штанг.
Характер нагружения ко-
лонны штанг сложен, некоторые
сил могут быть случайными. Уси-
при ходе вверх определяются соб-
ственным весом штанг, весом жидкости, находящейся над
плунжером скважинного насоса, силами трения, инерционными
и динамическими составляющими. При ходе штанг вниз усилие
от веса жидкости отсутствует, а направление сил трения изме-
няется. Кроме того, во время движения колонны штанг могут
возникать усилия вследствие заклинивания плунжера в ци-
линдре скважинного насоса и другие силы, появление которых
вызвано взаимодействием колонн штанг и труб.
Таким образом, в верхней части колонны действуют пере-
менные напряжения, изменяющиеся по асимметричному
циклу.
Характер нагружения в нижней части колонны иной — по
мере увеличения расстояния от точки подвеса доля собственного
веса колонны в общем балансе действующего усилия убывает
и у плунжера становится равной нулю. При ходе плунжера
вниз усилие трения плунжера о цилиндр, усилие, обусловлен-
ное гидравлическими сопротивлениями клапанов, приводят к по-
явлению усилий, сжимающих колонну штанг.
Таким образом, в нижней части колонны действуют знако-
переменные напряжения.
Изменения нагрузки в верхнем сечении колонны штанг
(рис. V.10) приводят К появлению напряжений Стах, tfmiu, СО-
ответствующих максимальной и минимальной нагрузкам. При
ЭТОМ аМПЛИТуда ИЗМеНеНИЯ напряжений <Та= (Отах—(Tmin)/2.
Средние напряжения ат= (<Ттах + отт)/2, а коэффициент
асимметрии цикла нагружения г = <ттт/птах-
Для определения максимальной Рmax И МИНИМаЛЬНОИ T^min
нагрузок, действующих на колонну штанг, необходимо рассмот-
реть особенности кинематики и динамики привода штанговой
скважинной установки, для которой рассчитывается колонна
штанг. Так, например, формулы А. С. Вирновского для расчета
колонны штанг при использовании балансирного привода, со-
120

держащие ряд эмпирических поправочных коэффициентов,
имеют следующий вид:
где Рш', Рш — вес колонны штанг в жидкости и в воздухе, —
вес столба жидкости высотой от динамического уровня до устья
и площадью, равной площади поперечного сечения плунжера;
со — угловая скорость вращения кривошипа; 50 — длина хода
устьевого штока; п — частота качаний балансира в минуту; g —
ускорение силы свободного падения; X — удлинение колонны
штанг от веса столба жидкости, ’K=PmL/Efm; L — длина ко-
лонны штанг; гр — коэффициент, зависящий от соотношения по-
перечных сечений колонн штанг и труб; ои, «2 — кинематиче-
ские коэффициенты станка-качалки, kB, kn — поправочные ко-
эффициенты к динамической нагрузке соответственно для хода
вверх и вниз.
Выбор расчетной формулы для колонны штанг
Расчет штанг на усталость базируется на закономерностях из-
менения предельных напряжений асимметричных циклов и
связи этих напряжений с пределом усталости материалов при
симметричном цикле нагружения.
Необходимость перехода от заданного асимметричного
цикла нагружения штанг к пределу усталости материала при
симметричном цикле обусловлена невозможностью определения
предельных напряжений для всех возможных вариантов асим-
метричного цикла в силу длительности и трудоемкости усталост-
ных испытаний.
В зависимости от диаметра скважинного насоса коэффициент
асимметрии цикла в верхнем сечении колонны штанг изменяется
следующим образом:
D, мм ...... 28	32	38	43	55	68	82	93	95
г .........	0,55	0,52	0,42	0,36	0,25	0,17	0,12	0,09	0,08
По мере приближения рассматриваемого сечения к плунжеру
скважинного насоса г уменьшается. Причем в зависимости от
конкретной конструкции скважины приведенные значения г мо-
гут изменяться при сохранении общей закономерности.
Существует большое число зависимостей, связывающих пре-
дельные напряжения асимметричных циклов с пределом уста-
лости материала при симметричном дикле, однако ни одна из
121

нйх не является универсальной, пригодной для всех Материа-
лов, видов деформаций и действующих напряжений.
Наилучшее совпадение опытных данных с расчетными для
режимов работы штанг дает формула И. А. Одинга
2
°тах ° а пр °—1
где Оа пр — предельная амплитуда напряжения асимметричного
цикла.
Эта формула положена в основу метода расчета штанг по
приведенному напряжению в верхнем сечении штанг.
Расчетное уравнение при этом имеет вид
°пр— A^OniaxiOai —“у/°тах2Оа2 — Л^°тахз<ТаЗ
1°пр]>
где фиатах; cai —действующие приведенные напряжения в верх-
них сечениях i-x ступеней; [Опр] — допустимое приведенное на-
пряжение в верхних сечениях ступеней колонны штанг, завися-
щие от качества штанг и условий их эксплуатации.
Для верхнего сечения колонны штанг напряжения можно
определить по формулам
оа
/ D2 \
°ср = pxgL I 0,5--------1 | -р PmgL,
\ diu J
1	, , “2s
—OogL-----— -U rnpmgL —------,
2	d2	2g
Ш
где (Тер и Oa — среднее и амплитудное значения напряжений;
Рж и рш — плотности жидкости и металла штанг; g— ускорение
свободного падения; L — глубина спуска насоса; Dnil и —
диаметры плунжера и штанг; а0 — коэффициент, принимаемый
равным 1150 кг/м3; т — средний кинематический коэффициент,
равный 1,05—1,5; (о— угловая скорость вращения кривошипа;
S — длина хода устьевого штока.
Определение допускаемых напряжений
Обычно под допускаемыми напряжениями подразумеваются
предельные напряжения в опасном сечении детали, при кото-
рых она выполняет свои функции в течение заданного времени
без разрушения.
Для насосных штанг это понятие условно, так как основной
причиной разрушения является коррозионная усталость мате-
риала, которая в отличие от усталости может вызвать разруше-
ние детали при отсутствии нагрузки — только лишь из-за дей-
ствия коррозии. Поэтому создание колонн штанг с абсолютной
гарантией их безаварийной работы экономически не оправдано,
поскольку требует большого расхода легированных сталей.
122

В нефтепромысловой практике в качестве допускаемых при-
нимаются такие напряжения, при которых число обрывов не
превышает один — три в год.
Для определения допускаемых напряжений обобщаются
данные наблюдений за работой достаточно большого числа
правильно сконструированных колонн в конкретных производ-
ственных условиях. Методика обобщения результатов, напри-
мер, предложенная И. Л. Фаерманом, заключается в следую-
щем: по данным наблюдений за работой большого числа сква-
жин после статистической обработки строится график
Рис. V.11. Зависимость среднего числа
обрывов одного комплекта штанг
в год от приведенного напряжения
в верхнем сечении колонны штанг
Рис. V.12. Зависимость циклической
прочности стали от числа циклов на-
гружения:
/ — при испытании в атмосфере; 2 —
в коррозионной среде; 3 — напряжение
в верхнем сечении колонии штанг
зависимости средней частоты обрывов штанг I от напряжения
в верхнем сечении колонн (рис. V.11). Напряжение, соответст-
вующее излому графика, при котором резко увеличивается число
обрывов в одном и том же комплекте штанг в год, принима-
ется за допустимое напряжение для верхних сечений колонн
штанг данной марки.
Использование данной методики для определения приведен-
ных напряжений полностью не исключает обрывы штанг. При-
чем практика показывает, что колонна может работать надежно
с превышением допустимого напряжения, либо, наоборот, число
обрывов может увеличиться при более низких напряжениях.
Таким образом, допустимые напряжения нужно рассматри-
вать как условные, ограничивающие область, в пределах ко-
торой эксплуатация скважин не будет усложнена обрывами
штанг.
Подобная картина разрушений штанг обусловлена характе-
ром приложенной нагрузки и влиянием окружающей колонну
штанг среды — пластовой жидкости — на ее прочность.
123

Под коррозионной усталостью металлов и сплавов подразу-
меваются разрушения, происходящие в результате совместного
действия переменных нагрузок и химически активной электро-
проводной среды.
В соответствии со схемой процесса разрушение колонны
штанг происходит в результате одновременно протекающих про-
цессов образования усталостных трещин и электрохимической
коррозии. Электрохимическая коррозия представляет собой
анодные процессы, протекающие на электрохимически уязвимых
участках. К ним в первую очередь относятся дефекты металла:
как микроповреждения его поверхности, так и дефекты кри-
сталлической структуры.
При растворении анодных участков поверхности детали
в результате появления разности потенциалов между различ-
ными участками поверхности металла, а потом и разности по-
тенциалов между дном углубления и его стенками начинается
процесс концентрации напряжений. Под влиянием циклически
приложенной нагрузки и процесса растворения действующие
напряжения растут, и в конечном счете возникает усталостная
трещина.
Считается также, что интенсификации образования трещин
способствует возникновение водородной хрупкости на катод-
ных участках. Причем в зависимости от величины действующих
напряжений процесс образования трещин может превалировать
либо на анодных участках, либо на катодных.
При коррозионной усталости обычно трещины образуются
по всей поверхности, причем очаги разрушения распределены
относительно равномерно.
Характерным признаком коррозионно-усталостного разру-
шения детали является наличие трех зон на поперечном сече-
нии разрушенной штанги: мелкозернистой, крупнозернистой
(как при усталостном разрушении металла) и зоны пластиче-
ской деформации. Мелкозернистая зона начинается с периферии
детали и представляет собой участок, на котором развивалась
усталостная трещина. Обычно эта часть имеет более темную
окраску вследствие длительного контакта с агрессивной сре-
дой. Крупнозернистая зона — это область окончательного раз-
рушения, когда прочности сечения, еще не ослабленного уста-
лостными трещинами, недостаточно для обеспечения прочности
детали. Кроме того на периферийной части штанги имеется
зона с пластичной деформацией металла обусловленной раз-
рушением волокон после разрушения части поперечного сечения
с «крупнозернистой» структурой.
К характерной особенности коррозионно-усталостного про-
цесса относится более сильное одновременное влияние корро-
зии и циклических напряжений, чем их, например, следующее
друг за другом воздействие.
Помимо этого характерным для процесса коррозионной ус-
талости является отсутствие предела усталости, представляю-
124

щей максимальное напряжение, при котором образец выдержи-
вает неограниченное количество циклов. При коррозионной ус-
талости эта величина условна и зависит от числа циклов на-
гружения (рис. V.12).
При оценке процессов коррозионной усталости штанг при-
нято считать, что главную роль в процессе их разрушения
играет коррозионный фактор. Это подтверждается, например,
соотношением пределов усталости сталей 20ХН, 20НМ на воз-
духе— 300 МПа — и в жидкости — 120 МПа. Причем, как пока-
зывают эксперименты, уменьшение влияния коррозии, напри-
мер, за счет покрытий штанг, позволяют повысить величину
допустимых напряжений.
Повышение эксплуатационных показателей насосных штанг
К основной задаче повышения эксплуатационных показателей
насосных штанг относится повышение их циклической прочно-
сти, которая достигается совершенствованием конструкции
штанг, использованием новых материалов и применением но-
вых технологических процессов при их производстве, правиль-
ной эксплуатацией штанг на промыслах.
Совершенствование конструкции колонны штанг обуслов-
лено прежде всего изысканием способов, исключающих кон-
центрацию напряжений в резьбе и переходной зоне от головки
к телу штанги. Это достигается улучшением качества загото-
вок, обеспечением соосной высадки головки штанг, накаткой
резьбы и снабжением ее разгрузочной канавкой. Одним из ин-
тересных направлений совершенствования штанг является раз-
работка непрерывной колонны, наматываемой во время спуско-
подъемных операций на специальный барабан. Применение
таких колонн исключает переходные зоны и резьбовые соеди-
нения.
В качестве новых материалов для изготовления штанг ис-
пользуют высокопрочные хромникельмолибденовые стали. Эф-
фективность первого направления проблематична, поскольку
предел коррозионной усталости практически не изменяется при
увеличении предела прочности в отличие от предела усталости,
возрастающего примерно пропорционально ему.
По-видимому, новые высокопрочные материалы целесооб-
разно использовать одновременно с технологическими меро-
приятиями, повышающими циклическую прочность штанг, изго-
товленных из сталей, не содержащих большого .количества
легирующих элементов. К подобным методам относится поверх-
ностное упрочнение штанги механическим или термическим
воздействием. При этом повышаются эксплуатационные характе-
ристики тонких поверхностных слоев, а механические характе-
ристики средней части остаются неизменными. Эффект от по-
верхностного упрочнения обусловлен прежде всего тем, что уве-
личивается твердость только поверхностного слоя, а следова-
125

тельно, и повышается его хрупкость. Сердцевина штанги оста-
ется при этом мягкой и пластичной, хорошо работающей под
действием динамических нагрузок.
Поверхностное упрочнение штанг обеспечивает появление
в тонком слое остаточных сжимающих напряжений, которые,
складываясь с растягивающими напряжениями во время ра-
боты штанг, уменьшают абсолютную величину последних. В ре-
зультате уменьшается раскрытие микротрещин на поверхности
штанг и снижается интенсивность их развития.
Штанги упрочняются дробеструйным наклепом и поверхно-
стной закалкой токами высокой частоты.
В первом случае наклеп поверхности штанг происходит при
соударении с нею стальных или чугунных дробинок, направляе-
мых с большой скоростью из дробеструйного аппарата. Во вто-
ром случае в поверхностных слоях штанги появляются остаточ-
ные напряжения (до 700 МПа), обусловленные образованием
мартенситной структуры. Второй способ упрочнения более эф-
фективен.
Кроме того, делаются попытки создания противокоррозион-
ного поверхностного слоя за счет термодиффузионного цинкова-
ния и электрофоретического алюминирования. Однако эти про-
цессы не вышли пока за рамки лабораторных исследований.
Основные требования к условиям эксплуатации штанг
Долговечность колонны штанг можно повысить правильной их
эксплуатацией. В первую очередь жесткие требования предъяв-
ляются к перевозке на специальных транспортных средствах,
выполнению погрузочно-разгрузочных работ, размещению штанг
во время спуско-подъемных операций в вертикальном положе-
нии, применению элеваторов, исключающих эксцентричное при-
ложение усилия, применению ключей, обеспечивающих свинчи-
вание с контролируемым моментом затяжки, а также очистке и
смазке резьбовых соединений при спуске колонны в скважину.
Штанги с навинченными на один конец муфтами поставля-
ются на промыслы упакованными в пакеты. Открытые резьбы
муфты и штанги закрываются предохранительными колпачками
и пробками. Грузят пакеты штанг при помощи крана с травер-
сой, обеспечивающей захват пакета тремя подвесками. При по-
грузке запрещается подъем более чем одного пакета. Уклады-
вать пакеты можно только на специальные стеллажи. При
спуске новой колонны штанг в скважину на мостках необхо-
димо оставлять три — четыре запасные штанги из той же пар-
тии. Необходимо следить, чтобы опускаемые штанги не имели
изгибов за головкой.
Для надежной работы резьб необходимо свинчивать ко-
лонны с крутящим моментом, который составляет: для штанг
диаметром 16 мм 300 Н • м, 19 мм — 500 Н • м, 22 мм — 700 Н • м,
25 мм—1070 Н-м. Недостаточный крутящий момент приводит
126

к отвинчиванию резьбовых соединений во время работы, а пре-
вышающий— к разрушению муфт и ниппелей. При развинчива
нии резьбовых соединений во время подъема колонны запреща-
ется обстукивание муфт ключем или молотком.
Расчет колонны штанг проводится либо по приведенным
выше формулам, либо по специально составленным таблицам,
либо по номограмме Я- А. Грузинова (рис. V.13).
Номограмма построена в координатах «глубина подвески
насоса (м)—приведенные напряжения (МПа)» и состоит из
3 систем. Система I представляет собой совокупность сочетаний
Рис. V.13. Номограмма Я. А. Грузинова
применяемых скважинных насосов условных диаметров (28, 32,
38, 44, 56, 70, 95) и штанг (16, 19, 22, 25 мм).
Система II представляет собой совокупность сочетаний чи-
сел качаний п (6, 8, 10, 12, 14, 16, 18) и длин ходов точки под-
веса штанг So (0,45, ..., 3,0).
Система III служит для расчета ступенчатых колонн. Рас-
стояния между линиями этой системы и осью ординат характе-
ризуют величины уменьшения приведенного напряжения при
переходе от ступени меньшего диаметра к ступени большого
диаметра.
Порядок пользования номограммой покажем на конкрет-
ном примере: определить число и размеры ступеней колонны
штанг при [цПр]=90 МПа, диаметре плунжера скважинного на-
соса Л = 38 мм, глубине спуска насоса £ = 1920 м, частоте ходов
в минуту п=12, длине хода S0=l,8 м.
Решение. Диаметр нижней ступени примем равным 19 мм,
соединим точки номограммы О с точкой 19 мм, находящейся на
пунктирной линии 38 системы /, а точку 2500 (используемую
127

постоянно) с точкой пересечения линии 12—1,8 системы //.
Через точку а пересечения линий 0—19 с вертикалью 1920—а
проведем прямую, параллельную линии 2500—(12—1,8) до
пересечения ее в точке С с горизонталью 90. Из этой точки опу-
стим вниз отрезок cd, равный по высоте отрезку bd" между пе-
реводной линией О— (19—22) системы III и осью ординат. Че-
рез нижний конец отрезка cd снова проводим прямую, парал-
лельную линии 2500—(12—1,8) до пересечения в точке с"
с горизонталью 90.
Продолжая аналогичное построение до пересечения линии
с осью ординат, получим линию с числом узлов, равным числу
ступеней колонны (3). Их длины /1 = 1920—1100 = 820 м, /2=
= 1100—530 = 570 м, /з=530 м.
Рис. V.14. Конструкция насосных штанг и муфт
Номограмма позволяет решать и обратную задачу: по за-
данной конструкции колонны определять действующие напря-
жения.
В глубоких скважинах допускаемая длина колонны, полу-
ченная по номограмме, может отличаться от длины, определен-
ной по формуле на 100—300 м.
Для получения точных данных необходимо использовать ме-
тодику расчета, предусматривающую либо применение более
точных формул для определения действующих усилий, либо
внесение коррективы в допускаемые напряжения [опр].
Конструкция штанг
Конструкция штанг и соединительных муфт, применяемых на
отечественных промыслах, показана на рис. V.14. Насосные
штанги выпускаются диаметром 12, 16, 19, 22, 25 мм. Средняя
длина штанг 8 м. Кроме обычных штанг изготавляются укоро-
ченные метровки длиной 1, 1,2; 1,5; 2 и 3 м для регулирования
длины колонны в зависимости от глубины подвески насоса, т. е.
для регулирования положения плунжера относительно цилин-
дра. Резьба штанг накатывается, а у ее основания делается
разгрузочная выточка. Штанги и муфты изготавливаются из
сталей следующих марок:
128

для легких условий работы из стали 40, нормализованные,
для средних и среднетяжелых условий работы из стали
20Н2М, нормализованные;
для тяжелых условий работы из стали марки 40, нормализо-
ванные, с последующим поверхностным упрочнением тела
штанги по всей длине токами высокой частоты (ТВЧ) и из
стали ЗОХМА, нормализованные с последующим высоким отпус-
ком и упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ;
для особо тяжелых условий работы из стали 15НЗМА нор-
мализованные с последующим упрочнением тела штанги ТВЧ.
Механические свойства материала штанг после их термиче-
ской обработки должны соответствовать данным табл. 2.
В зависимости от технологии изготовлений штанг и приме-
няемых марок сталей применяются приведенные допускаемые
напряжения. При упрочнении штанг токами высокой частоты
они могут использоваться для тяжелых условий эксплуатации
и обеспечивают допускаемые напряжения до 10—12 МПа.
Никельмолибденовые штанги (сталь 20НМ) предназначены
в зависимости от термообработки при нормализации— для сред-
них режимов работы, при нормализации с последующей поверх-
ностной закалкой ТВЧ — при особо тяжелых. В первом случае
они обеспечивают [стПр]^90 МПа, а при откачке коррозионных
жидкостей [<Тпр]<60 МПа. Во втором случае они обеспечивают
[Опр]<130 МПа.
Хромникелевые штанги (стали 20ХН) предполагаются для
замены никельмолибденовых штанг и имеют близкие к ним па-
раметры.
Как свидетельствует опыт эксплуатации, разрушения колонн
происходят в результате поломок в теле штанг, в резьбе и сое-
динительных муфт. Соотношение поломок следующее, %: в теле
штанг — 60, в ниппеле-—17, в муфте—13, саморазвинчивание
резьбовых соединений 10. Это усредненные данные. Так, на-
пример, для скважин глубиной 2000—2800 м с малыми деби-
тами число обрывов в теле штанг составляет 91 %, а в неглу-
боких с высокими дебитами преобладающая часть неполадок
происходит из-за нарушения затяжки резьбовых соединений.
Тело штанги в 90 % разрушается в переходных зонах на
участках длиной 200—250 мм, прилегающих к головкам, что
обусловлено наличием в переходной зоне большего количества
концентраторов напряжений и большим влиянием на характер
распределения напряжений по поперечному сечению штанги
изгиба или эксцентриситета головки штанги.
Поломки штанг вне переходных зон обусловлены продоль-
ным изгибом нижних штанг, уменьшением поперечного сечения
вследствие износа в искривленных участках скважины; внут-
ренними дефектами материала; внешними дефектами, появив-
шимися при исправлении погнутой штанги, забоин и т. п.
Резьбы штанг разрушаются по сечениям, расположенным
в зоне первых двух наиболее нагруженных витков резьбы. Рас-
5 Заказ № 416
129

Таблица 2. Характеристика штанг и муфт
130

четы показывают, что первый виток
резьбы ниппеля воспринимает до
27 % всей нагрузки, приложенной
к резьбовому соединению. На долю
же первых двух витков происходит
до 47 % общего усилия. Причем
чем меньше диаметр резьбы, тем
менее равномерно распределение
нагрузки. По мнению исследовате-
лей резьбы прежде всего разруша-
ются в результате коррозии, пора-
жающей наиболее напряженные
участки, увеличивающей концентра-
цию напряжений в наиболее нагру-
женных витках резьбы.
Рис. V.15. Схема установки
с трубчатыми штангами:
1 — кйиатная подвеска; 2 — узел
крепления штанг; 3 — трубчатая
штанга; 4 — боковой отвод; 5 —
фланцевое соединение; 6 — гибкий
шланг; 7 — коллектор
Замена накаткой нарезания
резьбы, введение зарезьбовой — раз-
грузочной — канавки, а также опти-
мизация размеров элементов резьб
позволили сократить число разру-
шений в резьбе. Причем в настоя-
щее время подобные разрушения
обусловлены их неправильной эксплуатацией.
Поломки соединительных муфт происходят, как правило,
в сильно искривленных участках скважин и обусловлены умень-
шением площади поперечного сечения в результате абразив-
ного изнашивания боковой поверхности муфты.
Трубчатые штанги. Использование в качестве кинема-
тической связи привода со скважинным насосом трубчатых
штанг позволяет решить некоторые из перечисленных проблем:
уменьшить металлоемкость внутрискважинного оборудова-
ния за счет исключения колонны насосно-компрессорных труб,
эксплуатировать скважины, продукция которых содержит боль-
шое количество механических примесей, уменьшить пиковую на-
грузку в точке подвеса штанг за счет увеличения ее плавучести,
проводить ряд технологических операций (например, деэмуль-
гирование жидкости, проведение внутрискважинной депарафи-
низации) в процессе подъема пластовой жидкости на поверх-
ность, для чего по внутренней полости штанг закачивается со-
ответствующий реагент, обеспечить одновременно-раздельную
эксплуатацию двух пластов и т. п.
В качестве примера рассмотрим внутрискважинное обору-
дование при использовании полых штанг для откачки пластовой
жидкости с высоким содержанием механических примесей
(рис. V.15). При работе установки жидкость, откачиваемая
скважинным насосом, поступает во внутреннюю полость труб-
чатых штанг и поднимается по ней на поверхность. Верхняя
часть колонны соединена гибким отводом с промысловым кол-
лектором.
5*
131

Режим работы установки и размеры штанг подбираются
таким образом, чтобы скорость потока жидкости в полых штан-
гах превышала скорость падения частиц песка, т. е. чтобы
соблюдалось условие
dB < (0,65 — 0,75) VQ/vB,
где dB — внутренний диаметр трубчатых штанг; Q — расход
жидкости; и0 — скорость свободного осаждения песка в откачи-
ваемой жидкости.
Использование полых штанг позволяет значительно сокра-
тить число заклиниваний насоса и забивания песком его кла-
панов.
Сопоставление конструкций обычных и полых штанг показы-
вает, что производство последних сложнее, их металлоемкость
и стоимость значительнее. Кроме того, требования к резьбовым
соединениям полых штанг выше, так как они должны быть гер-
метичными в течение всего срока эксплуатации.
В настоящее время в нашей стране разработаны трубчатые
штанги марки ШПН 42x3,5 с наружным 42 мм и внутренним
35 мм диаметрами. Головки штанг имеют наружный диаметр
56 мм. Длина штанг 6085 мм. Они изготавливаются из сталей
45 или 35 группы В. Поверхность штанг упрочняется ТВЧ и
имеет твердость порядка HRC 48—53. Головки привариваются
к телу штанги трением, а резьба на них накатывается. Соеди-
нительные муфты изготавливают из труб диаметром 57 мм,
материал — сталь 15ХМ.
Рекомендуемый момент свинчивания составляет 1100 Н-м.
Одной из основных проблем в создании трубчатых штанг яв-
ляется обеспечение герметичности из резьбовых соединений
в течение всего срока эксплуатации.
Таблица 3. Характеристика труб с гладкими концами
Условный диаметр, мм	Размеры трубы, мм			Размеры муфты, мм					Теоретическая масса 1 м, кг	
	наружный диаметр 1		толщина стенки	внутренний диаметр	наружный диаметр	длина муфты	Расточка				
						диаметр	глубина	ширина торцевой плоскости	гладкой трубы	| муфты
48	48,3	4,0	40,3	56,0	96	50,0	8,0	2,5	4,39	0,5
60	60,3	5,0	50,3	73,0	НО	62,0	8,0	5,0	6,84	1,3
73	73,0	5,5	62,0	89,0	132	74,7	8,0	6,5	9,16	2,4
		7,0	59,0						11,39	
89	88,9	6,5	76,0	107,0	146	90,6	8,0	6,5	13,22	3,6
102	101,6	6,5	88,6	121,0	150	103,5	9,5	6,5	15,22	4,5
114	114,3	7,0	100,3	132,5	156	116,0	9,5	6,5	18,47	5,1
132

аблица 4. Характеристика труб с высаженными наружу концами
Ж			ихфАи	0,5	о	°0 о	lO_		00 сч			о to	оэ СО
сЗ													
и сЗ Ж К U « ь* X и	npAdx HOHtfo HctfEOiqe xAstf X			О	0,2	0,4	о		0,9		СО		со
tr S 0J о V	iqpAdx yoWeiTJ			2,58	3,34	4,39	6,84	9,16	11,39	13,22	15,98	15,22	18,47
			ИХЭОЯЭО1Ш у он -otidox виийигп	3,5	3,5	3,5	4,5	5,5		6,5		6,5	6,5
ж ж 3	CC J£ » C P		внирАгм	8,0	0*8	8,0	9,5	9,5		9,5 1		9,5	9,5
ь •е ж 3 ©. ф			diawBHtf	39,0	47,5	55,0 I	67,5	I 0*08		97,0		109,5	122,5 !
													
« св CU			ввий	СП 00	to СП	100	126	134		146		154	160
	cUawEHtf tpqHwAdeH			48,3	56,0	. 63,5	О 00	93,0		114,3		127,0	141,3
			ИХЗВН yOH -Vox ad an bhhl'V	Ю СЧ									
	<C Й <c c 3		ИХЭВН yOMtfEITJ BHHlftf	Ю	LO	to	СП oo	ю СП		102		102	108
груб, мм			diawEHtf yi4H>KAdBH	37,30	36,00	53,20	65,90	78,60		95,25		107,95	120,65
Размеры 	(UdKEHtf yHHHadxAHH			26,4	35,2	40,3	50,3	62,0	59,0	76,0	73,0	со оо 00	100,3
	ИМНЭ1Э вииЪпгох			3,5	3,5	c>	5,0	5,5	О	6,5	О со	6,5	О
	dxaWBHtf giqHJKAdBH			33,4	42,2	48,3	60,3	73,0		88,9		101,6	114,3
•йаэири'п' еииаоиэА				co co	СЧ	00	О о	со		СИ QO		102	114
133

Трубы, используемые в ШСНУ
В ШСНУ применяются насосно-компрессорные трубы (НКТ),
которые выпускаются с гладкими и высаженными наружу кон-
цами (табл. 3 и 4). Механические свойства материала труб и
муфт см. в табл. 1.
Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К, Е, Л, М
(см. табл. 1) и трубы с высаженными концами всех групп
прочности для снятия остаточных внутренних напряжений под-
вергаются термической обработке.
На трубах и муфтах нарезается коническая треугольная
резьба с углом профиля при вершине 60° и конусностью 1:16.
§ 5. Оборудование устья насосных скважин
Оборудование устья насосных скважин предназначено для гер-
метизации внутренней полости колонны HacocHO-KoMnpecc"6pHbix
труб, где перемещается колонна штанг, и эксплуатационной
колонны. Кроме того, к устьевому оборудованию подвешива-
ется колонна НКТ.
Оборудование устья включает крестовик, навернутый на экс-
плуатационную колонну, к боковым отводам каждого присое-
динены краны, а на верхнем, горизонтальном фланце установ-
лен фланец, на котором висит колонна НКТ, а в верхней ча-
сти — устьевой сальник. Давление, воспринимаемое устьевым
сальником, обусловлено противодавлением на устье скважины,
134

которое с внедрением однотрубной системы сбора и транспор-
тирования нефти и газа может достигать 4 МПа.
Устьевой сальник (рис. V.16) включает: шаровую головку
9 с размещенными в ней верхней и нижней 3 втулками, изго-
товленными из древесины. Последняя располагается в нижней
втулке 12, отделенной от уплотнительной набивки 10 опорным
кольцом 11. На верхнюю часть шаровой головки навинчена
крышка 5, снабженная скобами, с помощью которых подтяги-
вается уплотнительная набивка. При подтяжке усилие с коль-
цевой втулки 6 передается нажимным кольцом 7 и верхним
вкладышем на уплотнительную набивку.
Крышка 5 в верхней части над грундбуксой образует ем-
кость, служащую для хранения смазки трущихся деталей —
устьевого штока, уплотнительной набивки и вкладышей.
Шаровая головка 9 устанавливается в верхней части трой-
ника 15 в шаровую расточку и прижимается к нему с помощью
шаровой крышки 4, прикрепленной к тройнику двумя откид-
ными болтами 16 и гайками 14, установленными с помощью
пальцев 17. Пальцы фиксируются от осевых смещений шплин-
тами.
Зазор между тройником 15 и сферической поверхностью ша-
ровой головки 9 герметизируется с помощью уплотнительного
кольца 13.
Для предотвращения поворота шаровой головки вокруг
своей оси при подтяжке уплотнительной набивки служат два
стопора.
Пластовая жидкость отводится в выкидную линию, которая
соединяется с тройником посредством быстроразборной конст-
рукции, состоящей из ниппеля 1 и накидной^гайки 2.
К особенностям рассматриваемой конструкции относится на-
личие шарнирного соединения, позволяющего головке вместе
с уплотнением поворачиваться и самоустанавливаться по устье-
вому штоку. Это уменьшает радиальные составляющие усилия
взаимодействия устьевого штока с вкладышами, а значит, и
износ. Таким образом, обеспечивается большая долговечность
уплотнительной набивки, уменьшается частота ее подтягивания.
Помимо описанного применяется устьевой сальник СУС2
с двойным уплотнением и тремя рядами направляющих втулок.
Техническая характеристика устьевых сальников
Рабочее давление, МПа:
при подвижном устьевом штоке . . .
при неподвижном устьевом штоке и за-
тянутой сальниковой набивке . . .
Диаметр присоединительной резьбы, мм
Диаметр сальникового устьевого штока,
мм ...................................
Масса, кг............................
СУС1-73-31	»—
4	4
7,0	14,0
73	73
31	31
21	24
135

Глава VI
МЕХАНИЧЕСКИЙ ПРИВОД ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ
НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Наибольшее распространение как в отечественной, так и за-
рубежной нефтедобывающей промышленности получили меха-
нические приводы скважинного насоса. Их особенностью явля-
ется использование механического преобразователя, служащего
для преобразования вращательного движения вала приводного
двигателя в возвратно-поступательное движение точки подвеса
штанг, а также применение механической трансмиссии. Кроме
того для них характерно использование механической связи
уравновешивающего устройства с силовым органом, обеспечи-
вающим перемещение точки подвеса штанг.
§ 1. Типы механических приводов
Известны индивидуальные механические приводы и групповые
приводы для эксплуатации нескольких скважин.
Приводы первого типа включают двигатель, трансмиссию —
преобразующий механизм и обеспечивают движение только од-
ной колонны насосных штанг. В настоящее время почти все
приводы ШСН относятся к этому типу.
Приводы второго типа служат для эксплуатации группы (от
2 до 40) скважин, расположенных близко друг от друга и име-
ющих сопоставимые параметры. Как правило, групповой при-
вод использовался для эксплуатации малодебитных скважин и
в настоящее время не применяется.
В индивидуальном, механическом приводе трансмиссия
уменьшает частоту вращения вала двигателя до числа оборо-
тов, соответствующего числу двойных ходов точки подвеса
штанг.
Механизм для преобразования вращательного движения вы-
ходного звена трансмиссии в возвратно-поступательное движе-
ние точки подвеса колонны штанг обеспечивает кинематическую
связь уравновешивающего устройства с точкой подвеса штанг.
Трансмиссия, используемая в индивидуальном приводе,
обычно состоит из ременной передачи от двигателя к входному
валу редуктора и редуктора. Редуктор выполняется двух- или
грехступенчатым с зубчатыми зацеплениями различных типов.
Наибольшее влияние на конструкцию установки оказывают
тип и кинематическая схема преобразующего механизма. По
видам преобразующих механизмов механические приводы де-
лятся на две группы: балансирные и безбалансирные. В первых
возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг до-
стигается использованием качающегося рычага — балансира,
который соединяется с выходным валом трансмиссии посред-
ством кривошипно-шатунного механизма.
136

Рис. VI.1. Кинематическая схема
станка-качалки с двуплечным ба-
лансиром
Рис. VI.2. Способы механического
уравновешивания двуплечных ба-
лансирных станков-качалок:
а — балансирное уравновешивание; б —
кривошипное (роторное) уравновеши-
вание; в — комбинированное уравно-
вешивание; г — уравновешивание с по-
мощью ложной качалки; д — уравно-
вешивание противовесом, вращаю-
щимся с двойной частотой; е — ша-
тунное уравновешивание
В свою очередь кривошипно-шатунный механизм может
быть со звеньями, имеющими постоянную или переменную
длину, изменяющуюся в пределах времени одного цикла ра-
боты установки.
В безбалансирных приводах возвратно-поступательное дви-
жение точки подвеса штанг обеспечивается за счет использо-
вания механизмов с гибкими элементами (канаты или цепи).
Рассмотрим основные типы механических индивидуальных
приводов с точки зрения их кинематических схем.
Тип кинематической схемы определяется конструкцией ба-
лансира, исполняемого в виде двуплечного или одноплечного
рычага.
Балансирные станки-качалки
Станки-качалки с двуплечным балансиром вы-
полняются по кинематической схеме, приведенной на рис. VI. 1.
При этом опора балансира (точка С) находится между точками
137

подвеса штанг D и сочленения
балансира с шатуном В. Усилив
к балансиру могут передаваться
несколькими способами. Наибо-
лее часто для этого использу-
ются два шатуна, соединенные
с балансиром траверсой. Приме-
няемые в Советском Союзе ба-
лансирные станки-качалки вы-
полняются по этой схеме в соот-
ветствии с ГОСТ 5866—76.
Помимо гибкой связи, из-
вестны соединения с помощью
шарнира. В этом случае колонна
штанг подвешивается непосред-
ственно к концу балансира. По-
добная конструкция в настоящее
время не применяется, так как
работа установки сопровождается отклонением оси устьевого
штока от вертикали в течение каждого двойного хода уста-
новки.
Механические балансирные станки-качалки снабжаются
гравитационным (т. е. грузовым) или пневматическим уравно-
вешивающим устройством. Существуют следующие способы раз-
мещения уравновешивающего груза: на балансире,|на криво-
шипе, на балансире с кривошипом, на шатуне. Соответственно
приводы называют: станки-качалки с балансирным, роторным,
комбинированным и шатунным уравновешиванием. Действую-
щими в настоящее время стандартами предусмотрено изготов-
ление станков-качалок первых трех типов.
Помимо перечисленных известны уравновешивания с помо-
щью «ложной качалки» и с использованием противовеса, вра-
щающегося с частотой вдвое большей, чем частота вращения
кривошипа (рис. VL2).
Кинематические схемы приводов с перечисленными спосо-
бами размещения грузов приведены на рис. VI.2.
Станки-качалки с одноплечным балансйром
выполняются по кинематической схеме, приведенной на рис.
VI.3, для которой характерно расположение опоры С на
закрепленном конце /балансира, а точки соединения шатуна
с балансиром В — между соединением штанг с балансиром и
опорой.
В используемых в настоящее время конструкциях установок
сочленение балансира с устьевым штоком колонны штанг обес-
печивается канатной подвеской, взаимодействующей с дуговой
головкой.
Станки-качалки с одноплечным балансиром уравновешива-
ются грузовым или пневматическим аккумулятором. В первом
случае груз может монтироваться на балансире, кривошипе или!
138

па балансире и кривошипе одновременно. Уравновешивание
coni ветственно называется: балансирное, роторное или комби-
нированное (рис. VI.4). Наибольшее применение получила
схема с роторным уравновешиванием. Она отличается компакт-
ностью, что позволяет сконструировать менее металлоемкий
привод. При пневматическом уравновешивании станок-качалка
снабжается пневмоцилиндром с ресивером и вспомогательным
оборудованием. Уравновешивание достигается за счет накапли-
Рнс. VI.4. Способы механического уравновешивания одноплечных балансирных
станков-качалок:
а — балансирное уравновешивание; б— кривошипное уравновешивание (роторное); в —
комбинированное уравновешивание
вания потенциальной энергии пневматическим аккумулятором.
Пневматическое уравновешивающее устройство хорошо вписы-
вается в кинематическую схему станка-качалки (рис. VI.5) и
имеет лучшие весовые и эргономические показатели по сравне-
нию с грузовыг^*"
Наиболее совершенные конструкции пневматических урав-
новешивающих устройств выполняются в виде моноблока, объ-
единяющего в себе пневмоцилиндр с гидравлическим затвором,
ресивер, компрессор, масляный компенсационный насос, емкость
с запасом масла и контрольно-измерительную аппаратуру^
В Советском Союзе станки-качалки с одноплечным балан-
сиром распространения не получили. За рубежом они чаще
всего применяются с мощным приводом большой грузоподъем-
139

пости в сочетании с довольно сложным пневматическим урав-
новешивающим устройством, использование которого позволяет
уменьшить металлоемкость всего станка.
Безбалансирные механические приводы
Наиболее близкой по кинематической схеме к описанным уста-
новкам является станок-качалка, в котором балансир с шату-
ном заменяются гибкой подвеской (как правило, канатом), пе-
Рис. VI.5. Способы пневматического уравновешивания балансирных станков-
качалок:
а — с подвижным поршнем без гидравлического затвора; б — с подвижным цилиндром
без гидравлического затвора; в — с подвижным поршнем и гидравлическим затвором;
г — с подвижным цилиндром с гидравлическим завтором
реброшенной через шкив, причем один ее конец соединяется
с кривошипом, а второй — с устьевым штоком' (рис.‘VI.6).
^Перемещение колонны насосных штанг в безбалансирных
станках-качалках обеспечивается посредством гибкого звена —
нескольких канатов, соединяющих кривошипы редуктора с тра-
версой, к которой подвешен устьевой шток.] Кривошипы безба-
140

лаисирных станков-качалок имеют Y-образную форму, обеспе-
чивающую уравновешивание привода.
’ Безбалансирный станок-качалка состоит из рамы 1, стойки
2, канатных шкивов 3, кривошипов с притивовесом 4, траверсы
с шатунами 5, редуктора 6, тормоза 7, клиноременной передачи
с электродвигателем 8, подвески устьевого штока 9. Устьевое
оборудование тоже, что и в балансирных станках-качалках.
Основные узлы приводов — редуктор, тормоз, канатная под-
веска, узел крепления электродвигателя, противовесы — уни-
фицированы с балансирными станками-качалками.
Уравновешивание безбалансирных станков-качалок ротор-
ное, осуществляется перемещением грузов, установленных на
кривошипах, с одной стороны.
Для достижения большой длины хода штанг (до 10 м) при-
меняются приводы с гибкой связью колонны штанг с уравно-
вешивающим грузом. Такая установка (рис. VL7) состоит из
-ртаЛ^Ьй фермы 6, установленной у устья / скважины. На верх-
ней/ площадке фермы помещены приводной двигатель с ревер-
сивным редуктором 4, на выходном валу которого установлены
Яарабаны. Управление двигателем осуществляется станцией 7.
Устьевой шток 2 расположен у наружной грани фермы)и соеди-
нен канатной подвеской 3 с одним из барабанов, на второй
141

Рис. VI.7. Безбалансирный длинноходовый станок-
качалка
барабан наматывается канат, к которому
подвешен уравновешивающий груз 5,
перемещающийся внутри фермы. В ряде
установок применяются барабаны, име-
ющие на крайних ручьях переменный
радиус, что позволяет обеспечить изме-
нение скорости точки подвеса штанг по
желаемому закону в период их реверси-
рования.
Реверсивный редуктор при достиже-
нии устьевым штоком крайних положе-
ний изменяет направление вращения ба-
рабанов.
При подземном ремонте скважины
вся установка откатывается по рельсам
8 в сторону и освобождает место для
размещения агрегата подземного ре-
монта у фундамента 9 установки.
Помимо описанных, известно боль-
шое количество других кинематических
схем установок, которые не нашли при-
менения в силу их сложности или низкой надежности.
§ 2. Кинематика балансирного станка-качалки
Механическая трансмиссия и четырехзвенный преобразующий
механизм предопределяют однозначную связь между законами
движения ведущего (вала редуктора) и ведомого звеньев (усть-
евого штока колонны штанг). При этом каждое положение
точки подвеса штанг характеризуется вполне определенными
скоростями и ускорениями, которые (при постоянной частоте
вращения ведущего вала редуктора) зависят только от разме-
ров или же от соотношения размеров отдельных звеньев транс-
миссии, преобразующего механизма.
Исследование кинематики балансирного станка-качалки, как,
впрочем, и кинематики .привода любого другого типа позволяет
определить, как в течение двойного хода изменяются величины
пути, проходимого точкой подвеса штанг, скорости ее движе-
ния, ускорения.
Преобразующий механизм балансирных станков-качалок
представляет собой простейший плоский механизм первого
класса ^второго порядка (рис. VI.8). Обозначим: кривошип от-
резком ОА длиной г. шатун отрезком АВ длиной /, заднее ВС
и переднее СД плечи балансира с длинами соответственно' к
и «1, база — расстояние между точками О и С длиной р.
142

В настоящее время широко известны три способа определе-
ния законов движения элементов балансирного станка-качалки,
отличающиеся подходом к анализу преобразующего механизма.
Эти способы, не совсем удачно называемые «теориями», в за-
висимости от принимаемых допущений позволяют с различной
степенью точности найти закон изменения перемещения, скоро-
сти и ускорения точки подвеса штанг D.
Так называемая элементарная теория основана на следую-
щих допущениях: преобразующий механизм станка-качалки
Рис. VI.8. Кинематическая схема преобразующего меха-
низма
рассматривается как обычный кривошипно-шатунный (т. е.
г// = 0; r/fc = 0).
Отсюда следует, что точка В движется по прямой Bt, В2,
a Zp = 0. В этом случае закон движения точки В, а следова-
тельно, и точки подвеса штанг D может быть определен с по-
мощью теории кривошипно-шатунного механизма.
Заметим, что изменение перемещения, скорости и ускорения
точки подвеса штанг при использовании перечисленных допу-
щений будут подчиняться простым гармоническим законам.
Приближенная методика (теория) основывается на допу-
щении, что rlk = Q, траектория движения точки В — прямая,
т. е. по существу также является теорией кривошипно-шатун-
ного механизма, в котором учитываются конечные величины
соотношения г/1.
Точная методика (теория) не содержит допущений, приня-
тых в рассмотренных ранее теориях, кроме одного, принятого
ранее и специально не оговоренного: мгновенная угловая ско-
рость вращения кривошипа постоянна и неизменна в течение
всего двойного хода точки подвеса штанг.
143

Точные законы изменения перемещения, скорости и ускоре-
ния точки подвеса штанг могут быть получены двумя спосо-
бами: аналитическим — искомые величины определяются по-
средством тригонометрических преобразований и графически —
построением положений механизма, планов скоростей и уско-
рений для различных углов поворота кривошипа (рис. VI.9).
а
Рис. VI.9. Кинематическая схема преобразующего механизма (а) и план ско-
ростей (б)
Приближенная и элементарная методики
Найдем интересующие нас закономерности, рассмотрев кине-
матическую схему (см. рис. VI.8) и приняв допущения, соот-
ветствующие приближенной методике. Длина пути Sb, пройден-
ная точкой В при повороте кривошипа на угол ф, равна от-
резку В\В. Спроектировав точку А на вертикаль BtO, получим
в1в = ов1 —ов,
где OBi=r+l, а величина ОВ = Оа + аВ. Величины Оа и аВ
могут быть найдены из прямоугольных треугольников ВаА и
ОаА -. Bcz = /Cosp, Оа = г Cos <р.
144

Окончательно можно записать:
Sb = г + I — (I cos р + г cos <р) = г (1 — cos ф) + / (1 — cos р).
По теореме синусов для треугольников ОАВ следует, что
r/sin р = I/sin <р.
откуда sin р= (г//) sin <р.
Так как cos р =— sin2p,
то, подставив значение синуса и используя приближенную фор-
мулу для извлечения корня, получим
cos р = д/1 — (r/'l)2 sin2 <р «1 — 0,5 (г//)2 sin2 <р.
Подставив полученное значение в исходную формулу для
SB и заменив ср = а>1, получим
Sb = г (1 — cos at) ф- (г2/2/) sirt <о/.
Искомое перемещение точки D определяется, исходя из пе-
ремещения точки В с учетом соотношения плеч балансира
ky/k,
Sd —	г[(1—cos <о/) + (r2/2/) sin <о/].	(VI. 1)
k
Скорость движения точки D получим, продифференцировав
это уравнение:
1’в = —— cor[sin <о/ + (rill) sin2w/j.	(VI.2)
k
Ускорение движения точки D определим, еще раз продиф-
ференцировав уравнение:
wo = —— <o2r [cos cat + (r/l) cos2<i>n-	(VI-3)
k
Полученные формулы достаточно просты и могут исполь-
зоваться для приближенных вычислений с приемлемой для
практики точностью. С их помощью нетрудно определить, что
максимальный путь SD будет при (о(=180°, т. е. длина хода
точки подвеса штанг Snmax = 2r£i/£, что максимального значе-
ния скорость Достигнет при углах поворота кривошипа со(=90,
270° и будет равна vD max = ± coSmax/2.
Максимальное ускорение будет при со1=0°, 180° и равно
<о25	/	г	\
И’тах — ---- I 1 ±	:	I •
2	\	I	/
Уравнения (VI. 1—VI.3) описывают закон движения точки
подвеса штанг при допущении, что траектория движения точки
145

a
Рис. VI. 10. Зависимость перемещения (а), скорости (б) и ускорения (в) от
угла поворота кривошипа:
/ — определенная по упрощенной методике; 2— определенная по точной методике
В — прямая. Если пренебречь также и величиной отношения
r//i, как это принимается в элементарной методике, то из полу-
ченных зависимостей после подстановки в них rll=0, получим
SD = г (1 — cos wt),
k
fel . f
vn = —— tor Sin tot,
° k
WD =	to2r COS <£>t.	(VI-4)
146

Из анализа этих зависимостей следует, что для балансир-
ного станка-качалки, у которого длина радиуса кривошипа
очень мала по сравнению с длиной шатуна и балансира, закон
движения точки подвеса штанг является гармоническим (рис.
VL10).
Гармонический закон движения точки подвеса штанг (кри-
вые обозначенные пунктиром)—своеобразный эталон, с ко-
торым сравнивают фактические законы движения точек подвеса
штанг, отличающиеся от гармонического в силу конечных длин
элементов преобразующего механизма и ряда других факторов,
например неравномерности вращения кривошипа.
Влияние соотношения длин элементов преобразующего ме-
ханизма может быть проиллюстрировано отношением макси-
мального ускорения, определенного по (VI.3), к максималь-
ному ускорению при гармоническом движении (формула VI.4)
к'£>тах  /1 Ч- Г \
^Dmax гарм	\	/
Таким образом, даже при анализе приближенных формул
можно убедиться, что закон движения точки подвеса отлича-
ется от гармонического в сторону увеличения максимальных ус-
корений. Причем это отличие тем больше, чем больше соотно-
шение г//.
Точная методика
Для определения точных законов изменения перемещения,
скорости и ускорения точки подвеса штанг рассмотрим кине-
матическую схему (см. рис. VI.9,а). Определим перемеще-
ние точки подвеса штанг SD в зависимости от угла по-
ворота кривошипа ф при заданных кинематических парамет-
рах г, I, k, р, k\.
Путь, пройденный точкой D при ходе балансира из верхнего
положения вниз, равен
SD=M-	(VI.5)
Угол поворота балансира может быть определен как у—ymin,
и в свою очередь
Ф = Y1 + Та — Ymln-	(VI.6)
Найдем изменения этих трех углов в функции угла поворота
кривошипа.
Угол -fl определим из /\ОАС.
По теореме синусов r/sin yi = f/sin (л—ф),
откуда sin у1= (г//) sin ср.
По теореме косинусов r2=f2 + p2—2fpcosyi,
откуда cosyi=(f2 + p2—r2)/2fp.
147

Из ДОЛС по теореме косинусов следует
f2 = г2 + р2 — 2rp cos (л — ф) — г2 + рг 4- 2rp cos ф.
Подставив в предыдущее выражение значение /2, получим
cos ух = (р 4 г cos ф)//,
откуда
,	sinVi rsin<P	sin ф
tg Ti = -----— =--------------=-------------.	(VI .7)
cos Yt p 4 r cos <p (p/r) 4- cos <p
Таким образом,
Vi = arc tg —-.42-"-----•	(VI-8)
(p/r) 4- cos ф
Угол y2 определим из ДЛВС.
По теореме синусов
sin Тг + (///) sin р.
По теореме косинусов
/2 = Z2 + к2 — 2fk cos у2.
Подставив в это выражение значение /2, найденное из этого
же треугольника, f2=/24fc2—2/6 cos р,
получим
k — I cos р
cos у2 = --------— 
Отсюда же
,ет, -	»"Ч>	.	(Vl.9>
cos у2 (Ы1) — COS Р
Зависимость тригонометрических функций sin р и cos р от
угла <р найдем из рассмотрения треугольников ОАС и АВС.
Выразим из этих треугольников с помощью теоремы коси-
нусов длину отрезка f:
f2 = г2 4- Р2 — 2rp cos (180 — ф) = г2 + Р2 + 2rp cos ф,
p=l2 + k2 — 2lkcosp.
Приравняв правые части уравнений после преобразования,
получим
cos р = А — В cos ф,	(VI. 10)
где
А = (I2 4- k2 — г2 — p2)/2lk,	В = rp/lk,
sin р = V* — (Л — В cos ф)2 .
Подставив полученные значения в (VI.9), найдем
у2= arctgy2 =
V1 — (Л — В cos ф)2
k/l — (Л — В cos ф)
(VI.11)
(VI. 12)
148

Угол ymin определим из /ХОВ'С.
Длина отрезка ОВ = 1—г.
По теореме косинусов (/—r)2=k2+p2—2fcpcosymin,
откуда
k2 + р2 — (/ - И2	....
cosTmin= —--------------—	(VI. 13)
2/гр
Соответственно
Л2 + р2— (Z— г)2	.... ...
Tmin = arccos-------------.	(V1.14)
2kp
Подставив полученные значения углов уь уг, Tmin в исход-
ную формулу (VI.6), получим
[, Sintp .	. V1-И - ec°sq>)2
arctg —------   l arctg —z------5--------xz— _
p/r -f- cos <p	k/l — (A — В cos <p)
*2 + p2 — (Z — r)2 1	.... ....
— arccos---------------I.	(VI. 15)
2*p J
Кривая, характеризующая изменение SD в зависимости от
угла поворота, приведена на рис. VI.10, а сплошной линией и
напоминает косинусоиду, смещенную относительно оси. Закон
изменения пути для гармонического закона движения точки
подвеса показан пунктиром.
Определение скорости точки В. Закономерность
изменения скорости точки подвеса штанг можно найти из ана-
лиза плана скоростей элементов установки (см. рис. VI.9,б).
Из точки О, принимаемой за полюс, проводится линия Оа,
направление которой соответствует направлению скорости точки
А (см. рис. VI.9,а) в рассматриваемый момент (Оа±СМ),
а длина которой в масштабе р.» соответствует абсолютному зна-
чению vA = (£>r; Oa = vA/pv.
Далее через полюс проводится прямая, параллельная на-
правлению скорости точки В относительно точки С (LBC),
а через точку а — прямую, перпендикулярную к АВ (направле-
ние скорости А относительно В). Пересечение этих прямых даст
точку Ь — конец вектора скорости точки В.
Из ЛОаЬ следует
ОЬ	Оа	Ob sin а
---------=---------, т. е. ------= —-----.
sin (л — a) sin р	Оа sin р
Так как отрезки ОЬ и Оа связаны с величинами скоростей
отношениями vA = Oap,v; vB = Obpv,
то
ve/VA = sin a/sin p.
Подставив значение vA, получим
vB = tor sin a/sin p.	(VI. 16)
Скорость точки D может быть определена следующим об-
разом:
vD = tor^/k) sin a/sin p.	(VI.17)
149

Для нахождения vD необходимо знать закон изменения sin а
и sin р в функции угла поворота кривошипа ср. Зависимость
sinp=f(<p) была определена в (VI.11). Найдем аналогичную
зависимость для угла а. Из рассмотрения четырехугольника
ОАВС (см. рис. VI.9, а)
а = 2л — (л — ср) — р — у = л — (р 4- у — ср).
Более простое выражение может быть найдено из рассмот-
рения /\ОВС и /\ОАВ:
Р - /2 г2 — 2lr cos а = р2 + k2 — 2pk cos у.
Отсюда
cos а =	4-Bj cos у,	(VI.18)
где
Ai = (I2 + г2 — p2 — k2)i2rl\ В = pkirl.
Вычислив с помощью полученных формул значения углов
а и р и подставив их в (VI. 17), можно построить график
=/(ф) (см- рис. VI.10, б, сплошная линия), он напоминает си-
нусоиду. Для сравнения там же приведена кривая изменения
скорости точки подвеса D при простом гармоническом движе-
нии (пунктирная линия).
Определение ускорения точки подвеса штанг.
Тангенциальное ускорение точки D
(VI-19)
Угловое ускорение звена ВС определяется как первая про-
изводная от угловой скорости звена ВСывс по времени.
В свою очередь (иве определяется из плана скоростей (см.
рис. VI.9, б) как
cor sin а
где со — угловая скорость кривошипа.
Продифференцировав это выражение по t, получим
d.t£>Bc	tor d / sin а \
8ВС = ------ '-=-------I -----— ) =
dt	k dt \ sin p /
/  о da - о 4Ц
tor I sin P cos a---sina-cos p —— I
_	\	dt_____________dt /
fesin2 p
(VI.20)
Найдем входящие в данное выражение компоненты, для
этого продифференцируем выражение (VI. 18) по t:
—— ccsa= —— (7114- Bi cos у),
dt	dt
da
sin a-----
dt
pk
Ir
dy
sin у ——.
dt
150

Так как у=ф+ут1п, то
dv dy	(or sin а
—J- = —— = wBC = ---------—.
dt dt	k sin p
Отсюда
da	p sin у
---- = (O-----1— .
dt	I sin p
Дифференцируя (VI. 10) no t
cos p = —— (A - В cos <p),
dt	dt
получим
— sin p	= —— (4 — В cos <p) = В sin <p	= <oB sin <p,
dt dt	dt
dP	_ sin <p
отсюда —— = — «В-------—.
dt	sin p
Подставив полученные выражения в исходную формулу
(VI. 19), получим
„ pki
Wr>	<02Г——
Ik
г
cos a sin у + — sin a ctg р sin <р
sin2 р
(VI.21)
Подставив в полученную формулу значения углов а, р, у,
соответствующие определенным значениям угла <р, можно по-
строить график изменения ускорения точки подвеса штанг в за-
висимости от угла поворота кривошипа (см. рис. VI. 10, в,
сплошная линия).
Для сравнения в тех же координатах (пунктирной линией)
приведен график изменения ускорения точки подвеса штанг при
гармоническом законе движения.
Отклонение ускорения точки подвеса штанг от рассчитан-
ного' при использовании элементарной методики характеризу-
ется коэффициентом mK—wDlwD гарм-
Разделив полученное уравнение (VI.21) на уравнение (VI.4),
полученное в элементарной теории, и упростив, имеем
Р
mw — со
ctg a sin у 4 -----ctg р sin (р
k
sin р
(VI. 22)
Совершенство кинематической схемы установки принято оце-
нивать по величине отношения максимального ускорения при
?оде штанг вверх к максимальному ускорению, определяемому
при гармоническом законе движения точки D:
(('max
ССщах гарм
(VI.23)
151

Величину т можно определить по следующей формуле:
т = (1 + г/1) (У 1 — (r/fe)2.	(VI .24)
Отсюда следует, что совершенство кинематической схемы ба-
лансирного станка-качалки определяется соотношением длин ее
элементов r/l, r/k и чем меньше эти отношения, тем ближе за-
коны движения к гармоническим.
Формула (VL21) для определения не позволяет опреде-
лять ускорение как функцию угла поворота кривошипа в явном
виде и требует вычисления углов а, р, у.
Поэтому для получения явной зависимости w'B=f(<p) це-
лесообразно воспользоваться приближенным выражением, раз-
ложив функцию в ряд Фурье:
,wfD = а у sin <р + i>i cos<p + a2sin 2<р Ч~ fe2cos2<p + . . . ,	(VI.25)
т. е. представим ускорение как сумму отдельных гармонических
составляющих с различными частотами и амплитудами.
Для расчетов ускорения с приемлемой точностью доста-
точно, как показывают промысловые эксперименты, членов ряда
с коэффициентами alt а2, «з, bi, b2:
1	/	з	\
щ =-------—- ke [ 1 + — е2 I (1 — >.),
2	\	4	/
а2= —fee2(l+е2)(1—Z),
а3 =------— fee2 11 + — е2) (1 — Z),
8	\	4	/
bi = —feu, / 1 + — Д2 +
2	\	2	8	/
Ь2 =------— /гиЛВ+ —!—fee (В— е),
2	2
где параметрами являются е, X, р,, А, В.
2рг	2г2
е = ------, Л = ---------—,
р2 г2	р2 + г2
_ рг р2 + г2 + Р — fe2
11 ~kl p2 + r2 ’
А = Р + k2~P2 —г2	в = _Р£_
2feZ ’ ’	feZ
Поскольку в практических расчетах наибольший интерес
представляют скорости и ускорения в первой половине ходов
152

вверх и вниз, то с достаточной для практики точностью можно
пользоваться следующими приближенными формулами:
== —— KS (1 — cos а<р),
2
vb = —-—Лч>а sin а<р,	(VI.26)
2
и>в = —— KS (aw)2 cosatp,
2
где S — длина хода точки подвеса штанг, К и а — коэффици-
енты, зависящие от соотношения звеньев станка-качалки.
Особенности кинематики балансирного станка-качалки
К ним относятся прежде всего влияние направления вращения
кривошипа на скорости и ускорения движения точки подвеса
штанг.
Влияние направления вращения кривошипа на ускорения
легко определить, проанализировав выражение для wD, выве-
денное на основе приближенной методики. При повороте кри-
вошипа на один и тот же угол <р по часовой или против часовой
стрелки ускорения различны и в первом случае меньше, чем
во втором.
В зависимости от расположения оси вращения кривошипа —
на линии BiB2 — левее или правее ее (см. рис. VI.8) — изменя-
ется соотношение времен хода штанг вверх и вниз. Это явле-
ние обусловлено зависимостью средних скоростей хода штанг
вверх vB и вниз цн от взаимного расположения точек О и С.
Найти положение точки О, при котором время хода штанг
вверх и вниз равно, можно рассмотрев (см. рис. VL9, а) ДОВС
и АСВВъ Из них следует, что
СВ2 = СО2- ОВ2 = СВ2 — BtB2,
или с учетом принятых обозначений
р2 — P-=k2 — r2.	(VI.27)
При смещении точки О правее вертикальной линии BiB2
средняя скорость хода штанг вверх будет увеличиваться, а при
смещении вправо — уменьшаться.
Эту особенность кинематики преобразующего четырехзвен-
ника следует учитывать, поскольку при ив>Цн возрастают и ус-
корения при ходе вверх, а значит, увеличиваются и динамиче-
ские нагрузки в точке подвеса штанг.
Выполнение указанного соотношения благоприятно сказыва-
ется на работе колонны штанг при откачке вязкой жидкости,
поскольку снижается гидродинамическое трение штанг о жид-
кость и снижается опасность нарушения прямолинейности штанг
из-за повышения сжимающих усилий.
153

В то же время уменьшение vB приводит к увеличению пе-
риода хода вверх, а следовательно, и к увеличению утечек
в скважинном насосе.
В настоящее время отечественные станки-качалки выпуска-
ются с соблюдением условия ив = ци, хотя следует заметить, что
подобное условие при расположении оси вращения кривошипа
О на линии BiB2 будет выполняться только при одном значе-
нии г. При изменении г, например при регулировке длины хода,
условие ов = ин выполняться не будет.
За рубежом выпускаются балансирные станки-качалки, в ос-
новном обеспечивающие условие ив<ин-
§ 3. Усилия, действующие в точке подвеса штанг
станка-качалки
В процессе работы штанговой скважинной насосной установки
в точке подвеса штанг действуют нагрузки, которые можно раз-
делить на
I. Постоянные (или статические) нагрузки:
вес колонны штанг в жидкости Р'ш',
гидростатическая нагрузка Рж, обусловленная разницей дав-
лений жидкости над и под плунжером скважинного насоса.
II. Переменные нагрузки:
инерционная нагрузка Рк, обусловленная переменной по ве-
личине и направлению скоростью движения колонны штанг;
вибрационная нагрузка РВИб, обусловленная колебательными
процессами в колонне штанг под действием ударного прило-
жения и снятия гидростатической нагрузки Рж на плунжер;
силы трения, возникающие в результате взаимодействия ко-
лонны штанг и насосно-компрессорных труб Ртрм, обтекания
пластовой жидкостью колонны штанг Ртрг, взаимодействия
плунжера и цилиндра скважинного насоса Ртрпл, перепада дав-
ления в клапанах насоса РКл, обусловленного их гидравличе-
ским сопротивлением.
В зависимости от характеристики скважины глубины под-
вески насоса, диаметров его плунжера, колонны штанг и труб,
длины хода штанг, числа качаний, вязкости пластовой жид-
кости и т. п. доля указанных составляющих в общем балансе
зил уменьшается. Все эти силы изменяются в течение одного
цикла работы установки.
В общем виде усилия в точке подвеса штанг при ее ходе
вверх Рв и вниз Рн будут:
Рв = Рш + ^ж+ Рвв + ^вибв + Ртр м + Ртрг + Ртрпл + Рклв’
Ри = Рш“(РИн + ^внбн + Ртр м + Ртрг +^клн + ^трпл)-
Деформации колонны штанг и насосно-компрессорных труб
определяются особенностями приложения к ним нагрузки в раз-
154

Рис. VI.11. Теоретическая дииамограмма
статических усилий (а); статических усилий
с учетом сил трения и удлинений штаиг
и труб (б); с учетом динамических усилий
(в); с учетом колебаний колонны штанг (г)
личные фазы работы скважинного
насоса. Рассмотрим взаимосвязь сил
и перемещений, последовательно
уменьшая число упрощающих допу-
щений. (Во всех случаях будем счи-
тать, что утечки в зазоре между
плунжером и цилиндром, а также
в клапанных узлах скважинного на-
соса отсутствуют, а пластовая жид-
кость дегазирована.)
На первом этапе рассмотрим ра-
боту внутрискважинного оборудова-
ния, полагая, что из всех ранее пе-
речисленных сил действуют только
вес штанг, погруженных в жид-
кость, Рш' и гидростатическая на-
грузка Рт.
Переменные нагрузки рассмат-
ривать не будем, что допустимо при
предположении, что точка подвеса
штанг движется очень медленно; си-
лами трения пренебрегаем. Примем
также, что колонны штанг и труб
не деформируются.
В этом случае динамограмма скважинного насоса, т. е. гра-
фическая зависимость усилия в точке подвеса штанг D от ее
перемещения (рис. VI.11, а) будет представлять собой прямо-
угольник ABCD, площадь которого равна полезной работе, со-
вершаемой при подъеме пластовой жидкости. Во время хода
штанг вверх усилие в точке подвеса штанг будет соответство-
вать ординатам точек В и С и равно Р'ш + Рж; при ходе штанг
вниз оно будет соответствовать ординатами точек D и А и
равно Р'ш. Таким образом, полученная динамограмма напоми-
нает простейшую индикаторную диаграмму поршневого насоса.
Однако работа скважинной насосной установки сопровож-
дается значительными периодическими удлинениями колонны
штанг Хш и труб Хт (рис. VI.11, б).
В начале хода штанг вверх, т. е. в конце предыдущего
цикла работы насоса, точка подвеса штанг и плунжер нахо-
дятся в нижнем положении точки А'. При этом нагнетательный
и всасывающий клапаны закрыты. При перемещении усть-
евого штока вверх колонна штанг воспринимает усилие от
веса столба жидкости и под ее действием начинает растяги-
155

ваться, одновременно с этим по мере восприятия штангами ко-
лонна НКТ разгружается и, следовательно, сжимается. В тече-
ние периода передачи усилия веса столба жидкости от труб
штангам плунжер и цилиндр двигаются вверх (на величину
Хт), не перемещаясь относительно друг друга. Когда устьевой
шток переместится вверх на расстояние, равное сумме абсо-
лютных деформаций штанг и труб Хт под действием веса
столба жидкости Рж (что будет соответствовать точке В'),
плунжер начнет двигаться относительно цилиндра. Если бы
скважинный насос был заякорен, т. е. жестко закреплен отно-
сительно эксплуатационной колонны, то восприятие нагрузки
колонной штанг характеризовалось бы прямой А'Ь'.
Поскольку к колонне штанг приложены такжё и силы меха-
нического и гидродинамического трения /?в> то ордината точки,
соответствующей окончанию процесса деформирования штанг,
возрастает на их величину.
После окончания деформирования штанг и труб плунжер на-
чинает двигаться вверх (участок В'С'), всасывающий клапан
открывается, и пластовая жидкость заполняет объем под плун-
жером насоса.
Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг при ходе
вверх будет определяться суммой РтахЪ =	+ Рж + Яв-
Достигнув верхней крайней точки, устьевой шток останав-
ливается (точка С') и начинает перемещаться вниз (линия
C'D'). При этом всасывающий клапан закрывается, а нагнета-
тельный открывается. В результате усилие от веса столба жид-
кости над плунжером насоса Рж начинает по мере движения
устьевого штока вниз переноситься со штанг на трубы, что бу-
дет сопровождаться сжатием штанг и растяжением труб. До
окончания этого процесса плунжер будет неподвижен относи-
тельно цилиндра, и лишь когда последний сместится вниз на
величину Лт, а колонна штанг сожмется на величину (точка
D'), плунжер начнет двигаться относительно цилиндра. Точка
d' соответствует циклу работы насоса с заякоренным цилинд-
ром.
Во время движения плунжера вниз относительно цилиндра
нагнетательный клапан открыт, нагрузка в точке подвеса штанг
постоянна и равна Рпнпн=/’'ш—Rn, так кац силы трения на-
правлены в сторону, противоположную движению штанг.
Цикл работы скважинного насоса заканчивается при под-
ходе плунжера к нижнему положению, где он останавлива-
ется,— точка А'. Далее процесс повторяется.
Усилия, действующие в описанном цикле работы, состав-
ляют:
вес колонны штанг, погруженной в жидкость:
Р’ш =	= (?ш — ?ж) L£,
где —масса 1 м штанг в откачиваемой жидкости, L — глу-
бина подвески насоса, уш, уж — удельный вес материала штанг
156

и пластовой жидкости, /ш — средняя площадь поперечного се-
чения колонны штанг.
Вес столба жидкости над плунжером скважинного насоса
Рж — F плТж (L — h) = F плУжН = ЧжН^,
где Епл — площадь поперечного сечения плунжера, уж — удель-
ный вес откачиваемой жидкости, h — погружение насоса под ди-
намический уровень, Н — высота подъема жидкости, <?ж —
масса 1 м столба жидкости над полной площадью поперечного
сечения плунжера.
Несложно доказать, что при подсчете сил, действующих на
балансир, можно считать вес штанг без учета архимедовой
силы, но тогда давление жидкости следует считать действующим
на кольцевое сечение площади плунжера за вычетом площади
сечения штанг. Если же принимать вес штанг с учетом потери
веса в жидкости, то давление следует брать на полную площадь
плунжера.
Сила механического трения колонны штанг о НКТ зависит
от большого числа факторов: диаметра штанг и муфт, коэффи-
циента трения, продолжительности совместной работы колонны
штанг и НКТ, инклинограммы скважины и ряда других факто-
ров, а поэтому точное определение их довольно сложно.
Как показывают длительные наблюдения, для скважин с не-
большим искривлением их величина составляет 2—5 % от ста-
тических сил.
Для определения сил трения штанг может быть использо-
вана приближенная формула
Рш —
где цтр — коэффициент трения между штангами и трубами, мак-
симальное значение которого принимают 0,25—0,3; 0 — угол
отклонения оси скважины от вертикали, рад.
Сила трения плунжера о цилиндр может быть найдена с по-
мощью эмпирической формулы.
Ри = (яцСпл/б) — т2,
где Дпл — диаметр плунжера, м; б — зазор, мм; коэффициенты
nil и т.2 принимают значения для обводненных скважин 1,84 и
137, для безводных— 1,65 и 127 соответственно.
Силы гидродинамического трения, обусловленные обтека-
нием колонны штанг и ее муфт жидкостью, могут изменяться
в широких пределах в зависимости, прежде всего, от скорости
относительного перемещения и вязкости пластовой жидкости.
Для маловязких нефтей они незначительны и изменяются в пре-
делах 200—500 Н, для высоковязких — соизмеримы с весом ко-
лонны штанг.
Длина хода плунжера относительно цилиндра скважинного
насоса представляет собой разность хода точки подвеса штанг
и упругих удлинений колонны штанг и труб под действием
столба жидкости Рж-
157

Абсолютные упругие удлинения штанг и труб соответственно
Хш = РжА.//ш£ш,	ng,
Хт = РжЬ//т£т.
где /ш, fr — площадь поперечного сечения тела штанг и труб
соответственно, Ещ, Ет — модуль упругости материала штанг и
труб соответственно.
Тогда длина хода плунжера 3Пл будет определяться по фор-
муле
5пл = Sq (Хш -|- Хт),
где So — длина хода точки подвеса штанг.
В рассмотренном процессе работы внутрискважинного обо-
рудования инерционные усилия, обусловленные неравномерным
движением точки подвеса штанг, не рассматривались.
Дополнительные инерционные силы для отдельных фаз ра-
боты будут состоять из (рис. VI. 11, в) :
дополнительной нагрузки, обусловленной разгоном колонны
штанг в начале их хода вверх,
РА"к = g wA"kw'
где wA. — ускорение точки подвеса штанг в начале хода, kw —
коэффициент, учитывающий закон изменения ускорения по дли-
не колонны (kw~0,5);
силы, обусловленные инерцией столба жидкости в момент
окончания деформации штанг в точке подвеса,
г,  Рж
Так как ускорение столба жидкости отличается от ускоре-
ния плунжера вследствие разных площадей поперечного сече-
ния столба жидкости в трубах FT—fm и эффективной площади
поперечного сечения плунжера /пл—/ш, то выразим Ржп сле-
дующим образом:
„ Рж fnn — fm
Рж«^-- F	В".
&	Г Т /ш
Для удобства дальнейших преобразований умножим числи-
тель и знаменатель дроби на Р, ”
чим
После преобразования полу-
Ржи = т~~ WB",
/пЛ   f Ш Р.
где т -' - •	—
— [ш
Для упрощения расчетов принимают wB, = wB„
158

В результате максимальное усилие будет Ртах = Рст+Рши +
+ Ржк или
р
Ртах = Рст +	+ т
Рш
g
WB” = Рст + (1 +"*)
Рш
g
WB".
С помощью аналогичной формулы можно выразить усилия,
действующего в период В"—С" движения точки подвеса штанг,
при этом вместо wB" должно быть подставлено текущее значе-
ние w.
Особенностью изменения усилия в период В"—С" будет
уменьшение w от максимального до нуля и далее, переход его
в область отрицательных значений. Усилие, действующее при
этом, также будет уменьшаться, и кривая В"С" пересечет В'С'
и достигнет значения
рс = ₽ст — (! + «) ~~
При ходе вниз штанги начинают деформироваться. В момент
окончания деформации штанг и труб усилие в точке подвеса
будет составлять
Р1У Рш + Ршн — Рш + ~ wD"^w ’
где wD„ — ускорение точки подвеса штанг в конце упругой де-
формации штанг и труб при ходе вниз.
При этом упругое сокращение колонны штанг будет

в" — гр-
п	’
Во время дальнейшего движения штанг вниз в точке под-
веса будет действовать постоянное усилие от веса штанг Рш и
переменное от силы инерции
А" = Рш + —~ WD’— А"-
Рассмотренная картина изменения усилий и перемещений
точки подвеса штанг не учитывала дополнительных инерцион-
ных нагрузок, связанных с возникновением в колонне штанг
упругих колебаний в момент приложения к колонне штанг веса
столба жидкости.
На колонну штанг в течение двойного хода действуют два
импульса от веса столба жидкости, расположенной над плун-
жером насоса. Первый импульс действует при начале хода
плунжера вверх, когда нагнетательный клапан закрывается, и
нагрузка Рж воспринимается колонной штанг. Второй импульс
действует при ходе вниз, когда нагнетательный клапан откры-
вается, и нагрузка Рж передается на колонну НКТ.
159

Время приложения и снятия силы Рж мало по сравнению
с периодом собственных колебаний колонны, а поэтому для оп-
ределения дополнительных сил можно использовать теорию,
описывающую продольные колебания при ударе по призмати-
ческому стержню. Общие положения этой теории были разра-
ботаны Б. Сен-Венаном, и для решения рассматриваемой за-
дачи использованы А. С. Вирновским.
Рассмотрим стержень большой протяженности, закреплен-
ный в точке х=0 абсолютно жестко (рис. VL12). Если к его
свободному торцу приложить возмущение и{х=1, /), дающее
продольное смещение этого торца во времени, то очевидно, что
перемещение какого-либо сечения стержня будет зависеть как
от координаты этого сечения х, так и от времени t.
Таким образом, смещение любого сечения будет функцией
двух переменных: и=и(х, t).
Рассмотрим элемент стержня длиной Дх (рис. VI.13), нахо-
дящийся на расстоянии х от верхнего закрепленного торца.
Масса этого элемента Дт=рЕДх, где р, F — соответственно
плотность материала и площадь поперечного сечения.
Спроектировав все силы (в том числе и силу инерции), дей-
ствующие на элемент Дх, на вертикаль, получим
д2и
Дт ——х N (х-\- Lx) — N (х) -f- qLx,
dt2
где q — вес единицы длины стержня. Знак приближенного ра-
венства здесь поставлен потому, что предполагается постоян-
ен	.
ство ускорения ---- на длине Дх, что в действительности не
dt2
имеет места.
Выразим усилие N через напряжения, действующее в этих
сечениях, и, подставив значение Дт. получим
д2и
PF&X я F[o(x-|- Дх) - а (х) ] 4- qLx.
Otz
Упростив выражение и учтя, что напряжения меняются во
времени, получим
д2и 1	о(х-)-Дх, t) — о(х, t) q
dt2 ~ р	Дх	pF
Перейдя к пределу Дх—>-0, становится возможным получить
точное равенство, справедливое для сечения с координатой х:
до _ 1 до	g
дх р dx	pF
Полагая, что деформация колонны штанг связана с напря-
жениями функцией o=w(e), запишем:
до ди (е)	, de
— =—-—=« (е)"7Г-
дх dx	dt
160

Так как деформация е представляет собой частную произ-
водную от смещения и по х, т. е. е=ди/дх,
ди	/ ди \ д2и
то ——- и' |----I-----.
дх	\ дх / дР
Поскольку деформации материала штанг при работе их
в нормальных условиях подчиняются закону Гука, то
где Е — модуль упругости первого рода.
Подставив это в полученное уравнение, будем иметь
da«	д2и
а*------- -4- о0,
дР	дх'	Г
где
1 /-------	Q
а V Е/р,
где и — скорость распространения звука в металле.
Полученное уравнение называется волновым.
Продольные перемещения стержня, описываемые волновым
уравнением, представляют собой сумму статических смеще-
ний, обусловленных слагаемым q°, и динамического смещения,
-	д*и
обусловленного компонентой а2 —— •
dt2
В соответствии с принципом суперпозиции рассчитаем ди-
намическое смещение, поскольку только оно определяет допол-
нительную динамическую составляющую.
Поэтому в дальнейшем будем рассматривать волновое урав-
нение в виде
д2и	д2и
----- --- а2------.
дР	дх2
6 Зака i Ns 416
161
(VI.30)

При определении дополнительной динамической составляю-
щей будем считать верхнюю точку колонны штанг неподвиж-
ной и закрепленной, а к нижнему торцу будет приложено уси-
лие от веса столба жидкости. Дополнительная динамическая
нагрузка будет обусловлена напряжениями, распространяющи-
мися в виде упругой волны от плунжера к точке подвеса штанг.
Граничные условия для колонны штанг на закрепленном
конце: и=0 при любом t, х=0.
Отсчитывая упругие перемещения, обусловленные волновым
процессом, от равновесных положений сечений штанги, соот-
ветствующих моменту начала движения плунжера относительно
_ ди I
цилиндра, можно записать и=и,	=0 для любого х.
дх |/=о
Скорость всех сечений колонны штанг в конце периода на-
чальных деформаций будем считать изменяющимися по линей-
ному закону. Тогда для произвольного сечения в начальный мо-
мент времени
ди I	х
----	= у — 9
дх и=о	I
где v — скорость плунжера относительно точки подвеса штанг.
Граничное условие для нижнего конца колонны может быть
получено исходя из силы инерционного движения жидкости. Не
учитывая сжимаемости жидкости, можно записать
г	РЖ /'пл   fill д'2и
“и ж — /П — —	 „	.	•	>
g F-r—fui dfi
где Г’ж=Тж(Гпл—fm)L — вес жидкости над плунжером скважин-
ного насоса.
Так как c=Fe—F(ди/дх), то с учетом обозначения
 Рж Fnn --- fin
Рш F т -- /щ
где Рш — уш/ш-Г,
получим /Е (ди/дх) = уш/шт (d2u/dt2).
Отсюда граничное условие для нижнего конца штанг можно
представить в виде
Eg ди _ д2и
Уш дх т дР
так как Eg/ym=a2, то a2(du/dt) =—ml(d2u/dt2).
Интегрирование волнового уравнения при перечисленных
граничных условиях дает величину дополнительного напряже-
ния в точке подвеса штанг
Пвиб — F /
162

При о /<//«,
при /'и • / 'Z3(lla).
М.п.. п.малыюс напряжение будет в период времени l]a<t<
.!(//<«):
шлх — [1 4- tn — mln 2] « Е — (1 + 0,3m).
а	а
Подставив в полученное выражение скорость плунжера от-
вод п ie.ii.no точки подвеса в момент окончания периода началь-
ных ^’формаций
по лучим дополнительную инерционную нагрузку
Ет ------ fill
(VI.31)
। де a, <ь кинематические коэффициенты станка-качалки; D —
пнутрспппп диаметр труб; d — внутренний диаметр скважинного
насоса.
Окончательно максимальная нагрузка в точке подвеса мо-
/Kei быть определена по формуле
(VI. 32)
Волна напряжений в колонне штанг будет распространяться
। пн iy вверх. Достигнув точки подвеса, она увеличит нагрузку,
после чего, отразившись пойдет вниз, отразится и пойдет вверх
и । д. В процессе распространения волн их энергия будет рас-
сеиваться, и дополнительное усилие, обусловленное ими, при
подходе к точке подвеса штанг будет все время убывать (рис.
VI II, г). Аналогичный процесс будет происходить при ходе
in от иг вниз в период упругих деформаций колонны штанг при
переносе веса столба жидкости с штанг на трубы.
в*
163

В результате колебательных процессов в колонне штанг на
динамограмму усилий в точке подвеса штанг будут наложены
две кривые, характеризующие процесс затухания колебаний,
начинающихся в районе точек В'" и D'".
Для расчетов усилий, действующих в колонне штанг, а также
в элементах привода имеют значения прежде всего максималь-
ное и минимальное усилия, действующие в течение двойного
хода штанг, поэтому математическое описание усилий мы огра-
ничим приведенной выше формулой А. С. Вирновского.
В результате опытной проверки формул для определения
максимального и минимального усилий А. Н. Адониным было
установлено, что они с достаточной степенью точности позво-
ляют определить эти усилия, и в настоящее время их исполь-
зуют как эталонные при проверке результатов, получаемых
с помощью других формул.
Вместе с тем эти формулы достаточно сложны, и многие
исследователи предлагали более простые зависимости. А. Н.
Адониным на основе большого количества экспериментальных
данных были предложены следующие эмпирические зависи-
мости:
для статического режима работы установки р.=е»//а<0,4,
где а — скорость звука в металле,
— ГП2
Р max — Рш Ч- Рж Ч~ (Рш Ч- /Рж)	tn Ч- 250S,
УиО
/пл — /шт	1 4“ ГН
где f =  ---— > т = ———,
/т—/шт	sin₽
(VI.33)
р — значение угла ср в момент начала хода штанг вверх;
для динамического режима при ц^0,5
Ртах = Рш Ч- Рж Ч- (Рш Ч- /Рж) т2.24- 0.33ц т _j_ 250s	(VI.34)
Приведенные формулы позволяют с меньшей точностью, но
зато проще и быстрее вычислять Ртах при работе насосной ус-
тановки.
Помимо определения усилий, действующих в точке подвеса
штанг, представляет интерес определение длины хода плунжера
относительно цилиндра скважинного насоса с учетом упругих
деформаций штанг и труб.
Когда точка подвеса штанг движется по гармоническому за-
кону, длина хода плунжера определяется по формуле
Зпл==------------------------------%,	(VI.35)
/Ш2
cos cos <р2 — ~— sin sin q>2
/Ш1
где (pi,2 = o»Zi,2/o; It, 1г—длина ступеней колонны с площадью
штанг соответственно fmi, /ш2, X — упругие деформации от ста-
тической нагрузки.

С.ледует отметить, что в рассмотренных формулах нагрузка
>ч Н1Ч-.-1 столба жидкости над плунжером скважинного насоса
определялась исходя из того, что уровень пластовой жидкости
и.|\п in гея у приема насоса, а противодавление на устье отсут-
 ПЦ'ГГ
В общем случае упругие деформации штанг и труб следует
он ре ic.'iMTb по формулам
Ze.
fmi
, (/rnni Рпс)Рпл7-
Е
наг — Рве) ЕплЕ
"	Efrp
। !<• г, доля длины ступени, состоящей из штанг с площадью
поперечного сечения /шо от общей длины штанговой колонны L;
площадь поперечного сечения тела труб, Е — модуль уп-
pvtocru материала, Епл — площадь сечения плунжера, РНаг —
i.iti.ieiiiic нагнетания насоса, — давление всасывания в ци-
IIIII ipe.
(VI.36)
§ I.	Усилия, действующие в элементах станка-качалки
/I in прочностного расчета элементов станка-качалки, ее урав-
новешивания и выбора приводного электродвигателя необхо-
димо щать зависимости, описывающие изменение действующих
усилий и течение двойного хода.
Одним из важнейших силовых факторов является танген-
iiiiii.'ii.noe усилие, действующее на палец кривошипа.
В соответствии с теоремой Н. Е. Жуковского о жестком ры-
ч.не уравнение работы сил, приложенных к нему, можно запи-
»;< 11. н общем виде
i=fe
>os(T, vr) = £ [Pff,cos(P,tie) —PfBvfcos(P(„Hf)J,	(VI.37)
1=1
i ir /' тангенциальная составляющая усилия, действующая на
палец кривошипа; Vt — скорость движения точек приложения
ной силы; Р{ — силы, приложенные к рычагу; Vt— скорости
imoKeiiHH точек приложения сил; PiK— силы инерции, обуслов-
’icinii.ie действиями сил Pi, (Pi, Vi)—угол между направле-
нием СИЛ Pj И СКОрОСТИ Vi.
В рассматриваемом случае от = ®г, (Т, Пт)=0
>< ' P(«'(/g,
l ie а,' тангенциальное ускорение точки приложения силы Pi.
llojiriainiB значения в формулу, получим
Го»/
/ k
Pl°‘
cos'(pi°d ——
< 4
(VI.38)
165

Схема действия сил, приложенных к балансирному станку-
качалке, показана на рис. VI.14.
Произведение PiVi, входящее в правую часть уравнения, за-
висит от
усилия в точке подвеса штанг
Рис. VI.14. Схема усилий, действующих на балансирный станок-качалку
веса головки балансира qr
I, ( . . 4 А
веса переднего плеча балансира
/1 J	О. g I ]
q,vR--I cosfi -4---*--- I >
1	B k V ' g kJ
веса заднего плеча балансира с/2
12 (	. ав 12 А
2	в k k g kJ
веса траверсы <?Tp
kl (	аБ k I \
166

i>«'i л уравновешивающего
груза,
установленного на балан-
„ С,В *б
COSO —-----------
g k
III • л уравновешивающего груза, установленного на криво-
iiiiiiii .
Qt,mi ' in <)’.
। и ‘‘и скорость движения точки В сочленения балансира
• iiiiiiyiiuM, <in' -тангенциальное ускорение точки В\ ф— угол
iiniiiipi.i.i кривошипа, 6 — угол отклонения балансира от гори-
........ II.НОВ .111111111.
Hi ’ а.мп отдельных деталей, таких, как шатун, различного
P”i.i крепежные и регулировочные устройства, установленные
hi o.i.i.iiicnpe, пренебрегаем, поскольку их величины намного
-hi iii.iiiv весов перечисленных выше деталей.
HoieiaiiiiM приведенные выражения в основное уравнение
|\ 13’4) и введем следующие обозначения: Q — общий вес ба-
i.iin пра с уравновешивающим грузом, L — расстояние от цен-
ip.i i я жести балансира до оси качания, Ц— радиус инерции
м.и । ы. Щр-
Ниеле несложных преобразований получим
„ Q «в А
Pr,k, — L cos 6 + L,---------I — Q_ sin <p.
01	1 g k J v
/
wrk
(VI.39)
11рппсде11ная формула является обобщенной, позволяющей
111.1’111111111, тангенциальную силу в течение двойного хода точки
пи нита штанг. Из нее следует, что усилие определяется на-
ipsiKoii /*(> в точке подвеса штанг, положением кривошипа и
o.i lanciipa, тангенциальным ускорением балансира, соотноше-
Iш м длин отдельных элементов станка-качалки, весов и масс
in n-.li.пых деталей и уравновешивающих грузов.
Гангспциальные усилия для балансирного или роторного
। iniciifiiiii уравновешиваний можно рассчитать, приравнивая
нулю соответственно веса груза на роторе или балансире. Пре-
небрегая массами деталей станка-качалки для различных спо-
 noun уравновешивания, получим:
для комбинированного уравновешивания
Си /*	Qg А
pokt~ 1б^бст(>+ 1б-----J — C’pSin’P.	(VI.40)
мгп \	g	к /
|.1я балансирного уравновешивания (без учета веса криво-
шипа )
£*|» f	\
(„гА. ^(A-^6Cos6 + «6 — --V)•	(VL41)
i.ih роторного уравновешивания
‘ 'и1,'(
/1.	, Ро — Qp sin ф.
1”>к
(VI.42)
167

Если установка не уравновешена вообще, т. е. <2б=0, Qp=0,
то уравнение (VI.39) примет вид
Т=~—Т-Ро.	(VI.43)
Определим закон изменения тангенциальной силы с учетом
изменения усилия в точке подвеса штанг, закона движения
точки В и т. п. Для этого подставим в (VI.40) t>B=cor(sin а/
sin§) и Ро=РСт+Рп, после преобразования получим
Тк
fei sin а
k sin р
L „ sin а _	.
hi sina
k sin p
P« +
, / Li \2 (?б t sina
I I-----I -----u( ----—- ?
\ k / g B sinp
(VI.44)
где QP' — вес груза Qp с учетом веса кривошипа.
Слагаемые уравнения представляют собой составляющие
тангенциальной силы: первое — составляющая, обусловленная
нагрузкой в точке подвеса колонны штанг; второе — составля-
ющая, определяемая весом балансира; третье — составляющая,
обусловленная весом противовеса, установленного на криво-
шипе; четвертое — динамическая составляющая нагрузки на
устьевой шток; пятое — составляющая, обусловленная силами
инерции балансира и противовеса, установленного на нем.
Для получения наглядного представления о законе измене-
ния тангенциальной силы примем следующие допущения.
1.	Точка подвеса штанг движется по гармоническому закону,
т. е. sin a/sinp=simp; cos 6=1; aBl=cor cos <p.
2.	Штанги и трубы — абсолютно жесткие тела, т. е. не удли-
няются под действием приложенных сил, и динамограмма
имеет вид прямоугольника (см. рис. VI.11, а).
3.	Динамическая нагрузка в точке подвеса штанг обуслов-
лена только инерционными силами.
На основе первого допущения можно записать:
•	t 9
vB = (dr sin <р,	ав = <лгг cos ср.
На основе второго допущения
при ходе штанг вверх РСт=Рш+Рж,
при ходе штанг вниз РСт=Рш.
р
На основе третьего Р. = — (1 + т) —— а*в 
ё
После подстановки
+тр» + (пт)’*
v Q 2	1 .
X---(1)7 COS Ф I Sin ф >
е J
или
Тк = A sin ф + В sin 2ф.
(VI.45)
168

< пи.нмому A sin ср соответствует график (рис. VI.15, а),
и »> >г>рц/IM-п in ли штрихпунктирной линией, слагаемому Bsin2<p —
ill in I ирной.
I'" <‘|и|и1цне11т А и В для хода штанг вверх и вниз различны.
о-1 iiiianr вверх
Гн, I / /5. Закон изменения тангенциальной силы в балансирном станке-ка-
•».| 1Иг
игу||.Н111о1кчпен11ой; б — уравновешенной
Ход штанг вниз
1	- Рш— — Q — Q'
" k ш	k	Р’
I g \ Ч	\ k / g J 2
(VI-47)
Значения коэффициентов для различных способов уравно-
вешивания можно получить из приведенных коэффициентов
а I» балансирного уравновешивания при Qp'=0, для роторного
ураипонешивания Qe = 0, для неуравновешенной установки QP=
О. Qf. 0.
Графики характеризуют изменение тангенциальной силы для
iio.uiocTiao уравновешенной и неуравновешенной установок. По-
глгдпнй характерен тем, что составляющая ylsintp принимает
iu.ii.ki> положительное значение (рис. VI.15, б).
Закон изменения тангенциальной составляющей уравнове-
шенной установки характерен наличием периодов с отрица-
ii'.ii.iu.im значением этой силы.
169

В реальных установках значение максимальной отрицатель-
ной силы еще больше, чем в рассмотренном нами примере
станка-качалки, что обусловлено инерцией балансира и деталей,
установленных на нем. Чем больше эти грузы и чем больше
тангенциальное ускорение, тем больше по абсолютной величине
отрицательная составляющая.
Появление отрицательных сил плохо сказывается на долго-
вечности основных узлов и деталей станка-качалки и, прежде
всего, на долговечности редуктора, вызывая удары в зубчатом
зацеплении колес. Это приводит к ускоренному износу и по-
ломке зубьев.
Отрицательные силы на пальце кривошипа можно умень-
шить, сократив расстояние между центром тяжести груза Qe
и опорой балансира (см. рис. VI.2, а).
применяя роторное или комбинированное уравновешивание
(рис. VI.2, б, в), поскольку груз, установленный на ротоне, не
создает дополнительной инерционной нагрузки,
устанавливая груз Q& не непосредственно на балансире,
а подвешивая его на канатной подвеске ко второй головке, мон-
тируемой на заднем плече балансира,
устанавливая дополнительные противовесы (см. рис. VI.2, г),
вращающиеся с удвоенной угловой скоростью по сравнению со
скоростью кривошипа. Это достигается соединением вала кри-
вошипа с валом дополнительного противовеса посредством зуб-
чатого редуктора или цепной передачи с передаточным отно-
шением 2:1.
§ 5. Уравновешивание балансирных станков-качалок
Основное назначение уравновешивающего устройства — накоп-
ление потенциальной энергии при ходе штанг вниз и отдача ее
при ходе штанг вверх. При этом отдаваемая потенциальная
энергия превращается в работу, которая вместе с работой, со-
вершаемой приводным двигателем, расходуется на перемещение
точки подвеса штанг вверх.
Задача уравновешивания привода скважинного насоса сво-
дится к определению таких параметров уравновешивающего
устройства, которые в зависимости от условий работы установки
позволили бы создать оптимальный режим работы двигателя и
обеспечили бы приемлемые энергетические показатели уста-
новки.
Балансированный станок-качалку уравновешивают грузами,
устанавливаемыми на балансире или кривошипе.
При выборе масс грузов в качестве критерия уравновешен-
ности можно принять следующие условия:
работа, совершаемая двигателем при ходе штанг вверх и
вниз в течение одного двойного хода, постоянна.
среднеквадратичное отклонение, тангенциального усилия от
его среднего значения за время двойного хода минимально;
170

максимальные тангенциальные усилия при ходе штанг вверх
» инн । равны.
Рассмотрим уравновешивание балансирного станка-качалки
при использовании первого критерия — равенства работ. Пола-
। in зля простоты, что изменение усилия в точке подвеса штанг
..сыплется прямоугольным законом (см. рис. V. 11, а), получим
p.iGniy при ходе штанг вверх UB и вниз Ua:
I1 п (Рж 4- Рш) S — GS,
lf к - PmS -|- GS.
Приравняв правые части выражений, получим без учета раз-
•111ЧПЫ.Ч длин плечей балансира
О Рш 4" РжП.
Таким образом, в простейшем случае вес уравновешиваю-
..в> груза должен быть равен сумме весов колонны штанг
п жнткостн и половине веса столба пластовой жидкости, нахо-
1Я1ЦСПСЯ над плунжером скважинного насоса.
<учетом различной величины плеч балансира вес уравнове-
шивающего груза будет
Ч (*,/*) (Рш + Рж/2).	(VI-48)
Аналогичным образом можно получить выражения для оп-
рс ii h-hhh уравновешивающих грузов при роторном и комбини-
рованном уравновешивании.
Определим более строго величины грузов Qc, и Q, исходя из
верного критерия уравновешенности — равенства работ двига-
ie.ni при ходе штанг вверх и вниз.
Примем следующие допущения.
I Усилия на балансире в точке подвеса штанг в течение
\оп>11 штанг вверх и вниз не изменяются: динамограмма имеет
ни । прямоугольника (см. рис. VI.14, а).
2	. Движение точки подвеса штанг гармоническое.
3	Угол наклона балансира и связанное с этим изменение
и 1гча действующей силы малы, а поэтому во внимание не при-
нимаются.
Работа приводного двигателя при ходе штанг вверх UE и вниз
может быть определена по формуле
//„ 'К^=4(7’ст+тд)‘Ч
о	о
(VI.49)
2зТ
л	л
Полагая работу сил инерции равной нулю, с учетом прини-
кло условия UB=UK получим
к	2Л
I	.( TCTd<P-
О	Л
171

Используя первые три слагаемых, соответствующие статиче-
ской составляющей тангенциальной силы (VL44), и подставляя
их в предыдущее выражение, получим
ля	я
ki „> Г sin a L Г . sin а , Г
~ Рст \ “V d«P — — \ cos 6 —- dtp — Q \ sin <pd<p =
k J sin p k J sin p p J
oo	о
2л	2Я	2л
fei . Г sin a L Г .'sinа , Г
=?Ч	cos6-^Td(p-Qp) sin(pd(p-
л	Я	Л
_	r sina
С учетом того, что do =——Sinfl d<P’ преобразовав выраже-
ние, получим
®max	л
2 -у- Q j cos ™a* — б) d6 + 2Qp sin <pd<p =
о	о
b.	®max
’7(^ + Pct) f db.
r	0
Проинтегрировав, имеем
Si" «max +	= *1 (^т + P"ct)
Вес грузов, устанавливаемых на балансире и кривошипе,
определим, заменяя 6max=50//si, sin(6max/2) =r]k.
Q ~sT *T + ~sT Qp ~т(Рст + р^-
С учетом принятого допущения о том, что нагрузки в точке
подвеса штанг изменяются по закону прямоугольника (см. рис.
VI.11, а), общую формулу для комбинированного уравновеши-
вания можно получить после подстановки статических
в выведенную формулу:
2г г	2г •
% = Q7_ V + _FQp==Pm+ Рж/2.
Oq R	OQ
Отсюда
нагрузок
Рш + Рж/2
Чпр —	,
2r	L	2г	<?р
«о	’	k	+	So	‘	[(?
(VI. 50)
Веса грузов для балансирного и роторного способов урав-
новешивания могут быть получены как частные случаи.
172

Для балансирного уравновешивания QP=0
Q (Ли I P«/2)/(2r£/S0fe).
J (ля роторного уравновешивания Qo = O
(^+^/2)S0/2r.
Рассмотрим задачу уравновешивания установки с позиций
inopi.ro критерия. Это условие может быть представлено в виде
<• j |Г(<р, Q, Qp) - Уср]2 d<p.	(VI.51)
I)
Минимально значение величины 6 будет при условии
l/Л	d6
:-0;	—— = 0.
ilQ'p	dQ
Преобразовав исходное выражение, получим
2л	2л	2л
6 I	72pdT-2f 7cp7dT.
и	о	о
11оскольку второй и третий члены этого выражения не за-
инсят от веса уравновешивающих грузов, то
X У [Т’ (ф> С. Qp)-rcp]2d? = ^J- Г(ф, Q, Q^d?,
I 2Я	Я 2Т
‘‘ J [г(ф. Q, <?р)-тср]2аф = ^У т(фГ<?, Qp)dT.
и	0
<>н1ода следует, что условию минимума среднеквадратичного
<нклонения момента тангенциального усилия эквивалентно ус-
ii.iiiiio минимума среднеквадратичного тангенциального усилия.
Для случая балансирного уравновешивания воспользуемся
формулой (VI.41), предварительно обозначив
/.COS б 4- --- — Й.
g
Тогда в соответствии с (VI.51) условие минимума выразится
2п
Я
>iQc
I	d
\ T(<P)d<P=—-
J	aQc
о
г 2л
П \Р2М
J ' to2r2fe2
-О
(02Г2&2
Яф —
'.’л
С
2 \--------------dф
J
о
173

Q
(VI.52)
(VI.53)
(VI.54)
В результате дифференцирования найдем
2П
k | PBQvBdq>
о______________
2л
о
Используя допущения, принятые в начале параграфа, спра-
ведливо принять nB=(ivsin<p, £2 = 1.
Тогда полученное выражение можно привести к виду
k 2я
Q-——J Posin2<pd<p.
/цл о
Преимуществом полученной формулы является то, что в ней
отсутствуют ограничения, связанные с упрощением закона изме-
нения усилий, действующих в точке подвеса балансира.
Для роторного уравновешивания по аналогии с предыдущим
выводом можно получить
2л
<?р = f Ро sin2 <pdq>.
якл о
Расчеты по приведенным формулам может осуществляться
заменой интегрирования суммированием величин Po(<p)sin2 <рД<р,
для которых значения Ро(ср) снимаются с динамограммы.
При использовании эмпирических выражений для изменения
нагрузок в точке подвеса штанг во время хода их вверх
Р = Рш I Рж -р г (Рщ 4 Рж)cosa,
gk
и при ходе вниз
Р = РШ 4-—АРш,
*	ш I	,
gk
полученное выражение будет иметь вид
Q = И (Рш + Рж/2) k/kv	(VI.55)
Эта формула отличается от выражения (VI.48) дробью
/б
1----т2
4k
1 + —— т2
4k2
w2S
где tn ~-----
2g
учитывающей динамические силы.
При работе качалки с малым числом двойных ходов и не-
большими длинами хода точки подвески штанг дробь близка
к единице: ц ~0,94—0,98.
174

При работе установки с большим числом ходов дробь умень-
|||.|с|ся, однако, как показывает практика эксплуатации балан-
 ирных станков-качалок, расчеты для корректировки массы гру-
нт не представляются рациональными в силу сложности учета
и-< \ факторов — несовершенства кинематики, изменения усилий
и н>чке подвеса штанг и т. п. Эта корректировка выполняется
ин (бором величин уравновешивающих грузов непосредственно
и.। скважине при контроле режима работы приводного двига-
Ц- (Я.
Полученные формулы позволяют определить массы грузов,
x.iana вливаемых на балансире и кривошипе при уравновеши-
II.HIIIII установки, однако контролировать степень уравновешен-
но! гп на конкретном станке-качалке достаточно трудно.
11оэтому на практике уравновешивание рассчитывают по
формулам, выведенным-исходя из первых двух критериев урав-
iioiieiiieHHOCTH, а контролируют уравновешенность замером пи-
ковых нагрузок при ходах штанг вверх и вниз с помощью ватт-
Mi ipa или амперметра, включаемых в цепь электродвигателя.
При этом не учитывается форма кривых изменения момента на
иа.ц.це кривошипа, что приводит к определенным погрешностям,
Ч1П.1КО в силу простоты этот способ является наиболее распро-
 । раненным.
А. М. Рабиновичем предложена эмпирическая формула, по-
ит ляющая определить, на какое расстояние I нужно передви-
ну н> роторные грузы в зависимости от показаний амперметра
ври ходе штанг вверх 1В и вниз /н:
/ kcHS^ + Sn)^—,	(VI.56)
• В "Г * н
। (< /г. — коэффициент, определенный для каждой модели стан-
।а качалки.
tj в. Мощность привода балансирного станка-качалки
Мощность двигателя, приводящего в действие скважинную на-
। in nvio установку, обусловлена рядом факторов и прежде всего
....шоп работой по подъему пластовой жидкости, совершае-
мчн в <• цшицу времени.
.'•hy работу в простейшем случае можно определить следую-
щим образом:
ври ходе штанг вверх UB= (Pw + P>K)S,
при ходе штанг вниз С7Н=—P^S.
Полезная работа за двойной ход U=PiKS.
Вес столба жидкости над плунжером скважинного насоса
вроворпнонален площади его плунжера (или квадрату его диа-
Mcipii). поэтому полезная мощность, затрачиваемая на подъем
жидкое in. будет
N IhPnS,
। 'н- а число двойных качаний балансира в минуту.
175

Мощность можно определить точно, если будет известен
к. п. д. установки т]х, а также коэффициент т)э, учитывающий
влияние особенности нагружения электродвигателя в течение
времени двойного хода на его мощность:
1
Л'ср =----HcPnS.	(VI.57)
ДЕЦэ
Величина Hd2nS определяет по существу гидравлическую,
или полезную, мощность, т. е. мощность, необходимую для
подъема жидкости объемом Q на высоту //. Полезную мощ-
ность можно найти по формуле
Nn =0,114-10~3<Ж	(VI.58)
где Q — дебит скважины, м3/сут, И—высота подъема жидкости
(если погружение насоса под уровень не превышает 50 м, то
в формулу можно подставить глубину спуска насоса).
Коэффициент полезного действия установки определяется
произведением к. п. д. ее отдельных элементов:
клиноременной передачи т)к = 0,95,
2-ступенчатой зубчатой передачи т)ш=0,96,
подшипников редуктора т)п = 0,98,
системы «балансир—шатун» т]б=0,94.
Значение последнего коэффициента может быть определено
исходя из величины потерь мощности в системе «балансир—ша-
тун» ДМП к мощности, ею передаваемой:
AVn= KRS0n/3QW, (кВт),	(VI.59)
где So — ход устьевого штока; п — число двойных ходов в мин,
R — среднее значение усилий, действующих в течение двойного
хода на головку балансира, К — коэффициент, определяемый
экспериментально и изменяющийся в пределах 0,003—0,025.
Для станков-качалок, изготавливаемых по ГОСТ 5866—76, К=
= 0,01.
Суммарный механический к. п. д. станка-качалки изменяется
в пределах т)Х=0,5—0,8.
Общий к. п. д. скважинной насосной установки (с учетом
к. п. д. внутрискважинного оборудования), как правило, изме-
няется в пределах 0,25—0,55, хотя известно много случаев от-
клонения в большую и меньшую сторону.
Рассмотрим более точно характер изменения нагрузки на
валу приводного двигателя.
Ведущим звеном преобразующего механизма станки-качалки
является кривошип. Мощность приводного электродвигателя
может быть представлена в виде
IVдв = —	Мр >
чред
где Мкр — мощность, развиваемая на кривошипном валу; т)ред —
к. п. д. редуктора.
176

В свою очередь, NKp=(i>MKp=arT, где о — угловая скорость
вращения кривошипа, Т — тангенциальная составляющая уси-
лия на пальце кривошипа.
Определим работу, совершаемую двигателем за один оборот
кривошипа. При этом рассмотрим общий случай, когда уста-
новка не уравновешена. Закон изменения усилия Т описыва-
ется кривой, изображенной на рис. VI. 15, б, а работа соответ-
ствует площади, заключенной между кривой T=f(tp) и абс-
циссой.
При повороте кривошипа на угол dtp произведенная работа
будет равна dU=T(q>)rd<p.
Очевидно, что при ходе штанг вверх
Л	л
6B~ABrf sin tpdrp -J- Ввг f sin2<prf<p,
О	о
при ходе штанг вниз
2л	2л
7>н=^71нг( sin <pd<p + Ввг | sin 2<pd<p,
л	л
так как
Л	2Я
г | sin 2<pd<p = 0, г [ sin2<pd<P=0,
О	л
то работа сил инерции в течение каждого полуцикла равна
нулю.
Действительно, при принятом гармоническом законе движе-
ния работа сил инерции равна нулю, так как в первую поло-
вину хода штанг вверх они положительны, а во вторую поло-
вину хода — отрицательны. То же происходит и при ходе штанг
вниз.
С учетом этого полученное выражение примет вид
л	2л
б в 4“ б н = А вг sin <pdtp 4“ А нГ § sin <pd<p = 2г (Л в 4~ н)*
о	л
Подставив коэффициенты Ав и Ан и полагая, что So =
= 2rkdk, окончательно получим
= бв 4- бн = S0P«.	(VI.60)
Таким образом, полезная работа, совершаемая установкой,
не зависит от уравновешенности балансирного станка-качалки.
Однако мощность приводного двигателя зависит от характера
изменения нагрузки, которая, как показано в § 4, может изме-
няться в широких пределах.
В настоящее время существует несколько методов выбора
мощности двигателя, к наиболее широко применяемым отно-
177

сится метод эквивалентной или среднеквадратической мощности.
Это метод позволяет наиболее правильно выбирать электродви-
гатель как с точки зрения обеспечения его теплового режима,
так и в отношении наиболее полного использования его мощ-
ности.
В соответствии с этим методом мощность приводного двига-
теля должна определяться следующим образом:
N
сог
42
Т кв
где Гкв —
Т2 (<р) <Др.
(VI.61)
В простейшем случае, при выражении тангенциальной силы
зависимостью Т=Л sin (р+В sin 2<р, после подстановки в исход-
ную формулу и интегрирования можно записать
(VI. 62)
Расчет мощности двигателя по этой формуле дает удовлет-
ворительные результаты лишь для скважинных насосных уста-
новок с небольшой глубиной подвески, малым числом качаний
и длин ходов.
Более целесообразно определять мощности двигателя по сле-
дующей формуле:
^дв = kmk$Ncp -|- 7V0,	(VI.63)
где km — поправочный коэффициент, учитывающий нелиней-
ность между током и крутящим моментом электродвигателей
(рекомендуется принимать ftm=0,95); k$— коэффициент формы
кривой момента на кривошипном валу или тангенциальных
усилий; Ntj—потери мощности в наземном оборудовании, не-
пропорциональные нагрузки (формула VI.59); NCp — средняя
мощность.
Коэффициент формы определяется по формуле
(VI.64)
Коэффициент формы характеризует отклонение максималь-
ного усилия на пальце кривошипа от его среднего значения.
Он увеличивается при росте диаметра плунжера скважинного
насоса и уменьшается при снижении коэффициента его напол-
нения. Ориентировочно коэффициент формы в зависимости от
режима работы станка-качалки может быть оценен с помощью
табл. 5.
178

Таблица 5
Диаметр плунжера скважинного насоса, мм
Степень уравновешенности	38	50	67	73
У равновешенныи Частично уравновешенный 11еуравновешенный	1,175	1,340 3,400	1,200	1,400
Для определения мощности приводного двигателя известен
ряд формул, например формула Д. В. Ефремова
N = 0,()409лО2Х0куш7/ ( 1 ~ПмТ]11 ф- тЛ Лф, кВт,	(VI.65)
\ ЧнЦп	/
где т]м — механический к. п. д. установки; цп— к. п. д. подзем-
ной части установки; г) — коэффициент подачи скважинного на-
соса.
Электродвигатель, служащий для привода балансирного
станка-качалки, должен удовлетворять следующим требова-
ниям.
1.	Двигатель должен быть рассчитан па круглосуточную
работу на открытом воздухе при изменении в большом диапа-
зоне температуры окружающей среды и влажности.
2.	Он должен иметь повышенный пусковой момент, так как
н процессе выхода на рабочий режим он должен обеспечить
ускоренное движение деталей со значительными массами.
3.	Он должен хорошо преодолевать случайные перегрузки,
которые могут возникнуть при работе установки.
4.	Двигатель должен быть малочувствителен к падению
напряжения в промысловой сети.
§ 7.	Проектирование балансирного станка-качалки
I (роектирование балансирного станка-качалки состоит из двух
основных этапов:
выбора абсолютных величин основных элементов преобра-
зующего механизма, а также определения соотношения их раз-
меров, при которых закон движения точки подвеса штанг был
бы оптимальным,
проектирования узлов и деталей станка-качалки на основе
их прочностного расчета.
Преобразующий механизм станка-качалки должен обеспе-
чивать движение точки подвеса штанг по закону, наиболее
близкому к идеальному — гармоническому. Количественной ха-
рактеристикой этого условия является отношение максималь-
ного ускорения wD при работе конкретной установки к его зна-
чению при гармоническом движении с тем же числом оборотов
179

кривошипа и той же длиной хода штанг wB~o25o/2. Чем ближе
значение этого кинематического показателя совершенства
станка-качалки к единице, тем удачней спроектирован преоб-
разующий механизм.
Существует несколько формул для его определения:
приближенная
т = (1 -f- r/l) sin р,
где 0 — угол, соответствующий верхнему положению балан-
сира,
точная
m=(l + r//)/)' 1-(г/А)2.
Исследования установок на промыслах показывают, что для
эксплуатации скважин с глубиной подвески более 1200 м зна-
чение т не должно превышать 1,25—1,30, в противном случае
резко увеличивается динамическая составляющая усилия
в точке подвеса штанг.
Уменьшения т можно достигнуть за счет увеличения раз-
меров станка-качалки, а значит, и его весовой характеристики.
Однозначно задача определения т решена быть не может, так
как его максимально допустимое значение должно опреде-
ляться исходя из обеспечения минимума стоимости добывае-
мой жидкости, что обусловлено, в частности, стоимостью обо-
рудования, эксплуатационными затратами.
Следующее требование к преобразующему механизму —
симметрия привода, т. е. равенство времени хода штанг вверх
и‘вниз. Условие симметрии преобразующего механизма выпол-
няется при р2+г2=^2 + /2.
В качестве основных показателей, характеризующих станки-
качалки, принимают отношения г/1 и r/k, которые обуславли-
вают их кинематические, динамические, габаритные и весовые
характеристики. Причем отношение г/1 определяет вертикаль-
ный размер установок, a r/k — длину. На практике эти отно-
шения изменяются в пределах от 0,2 до 0,43.
При проектировании преобразующего механизма, исходя из
определенных в результате технико-экономического анализа,
значений г/1 и r/k, зная длину хода, которую необходимо обес-
печить, находят длину переднего плеча балансира
So
2 arc sin r/k
(VI.66)
Соотношение плеч балансира принимают исходя из конст-
руктивных соображений, удобства эксплуатации станка-ка-
чалки в пределах kx/k= 1,0—1,5.
180

Силовой расчет Станка-качалки
Силовой расчет станка-качалки включает в себя комплекс рас-
четов, на основе которых определяются основные размеры де-
талей, обеспечивающие прочность, надежность, соответствие
фактических параметров заданным при эксплуатации уста-
новки.
Силовой расчет состоит из двух этапов:
определения усилий, действующих в отдельных узлах и де-
талях;
Рис. VI. 16. Схема сил, действующих в элементах балансирного станка-ка-
чалки
расчета основных размеров.
Основой силового расчета является кинематический расчет
для определения длины элементов преобразующего механизма.
Порядок определения сил следующий:
1.	Исходя из динамограммы изменения усилия Ро в точке
подвеса штанг, определяются усилия в отдельных элементах
станка-качалки (рис. VI.16).
2.	Тангенциальное усилие Т на пальце кривошипа опреде-
ляют в зависимости от способа уравновешивания, по форму-
лам § 4.
3.	Исходя из максимального значения Tmax, находят мак-
симальный крутящий момент, передаваемый редуктором на
кривошипный вал:
Мк max = тТmax-
181

4.	Находят силы, сжимающие (или растягивающие) шатун:
при балансирном или комбинированном уравновешивании
п — Г n Z6 / s /б	WB	\ 1	1
Ршат “ |— Ро— — вб I COS 01 — ---I	,
L k k \	ki	g	/ J	sin p
при роторном уравновешивании
„	ki	1
Ршат — Ро  о ‘
k sm p
5.	Сила, действующая вдоль кривошипа,
/	ш2г \
Ркр — I cos <Р-I Qp + Ршат cos а,
\	g /
при балансирном уравновешивании
Ркр = Ршат cos а.
6.	Усиление, действующее перпендикулярно к оси балан-
сира,
Рп — Ршат sin Р»
Подставив значение Ршат, получим
при комбинированном и балансирном уравновешивании
П _ D 1б П { Л 1б WB \
Рп = ~Г Ро— ~rQ6 cos 6 — — •--I,
k k \	k-y g /
при роторном уравновешивании
Рп=^-Ро-
К
7.	Усиление, действующее вдоль балансира,
Г Р
N = Ршат COS р ' “ * ~ Ршат COS ф,
k I
при комбинированном и балансирном способах уравнове-
шивания
У = — Г-^~ Ро —(cos 6 —	1 ctg р,
L k k \	ki g / j
при роторном уравновешивании
—“Poctgp.
К
8.	Вертикальная составляющая, действующая на опору ба-
лансира,
Ry = Ро 4- Q + Ршат sin (Р + 6),
где Q — вес балансира в сборе.
182

9.	Горизонтальная составляющая, действующая на опору
балансира,
Rz ~ — Ршат COS (Р 6).
10.	Реакция опор ног стойки различны, так как на шарнир
действует горизонтальная составляющая.
11.	Сила /?кр, действующая на опоры кривошипного вала
редуктора,
«кр=л/(^ + («кр)1
i;ie /?кру — вертикальная составляющая,
Ркр у = Гг/Гзк-J- Р ,/р cos <р,
А’кр л- — горизонтальная составляющая,
Якр х = (г/гзк) tg ai/cos Pj + Ркр sin <р,
где г — радиус кривошипа; гзк — радиус начальной окружности
ведомого зубчатого колеса редуктора; щ— угол зацепления
тихоходной пары редуктора; pi — угол наклона зуба.
На основе приведенных формул, исходя из закона измене-
ния усилия Ро, определяются закономерности изменения уси-
лий, действующих в элементах станка-качалки в течние двой-
ного хода. При этом должны быть учтены все возможные ре-
жимы работы, например, неправильный выбор уравновешива-
ющих грузов или вообще их отсутствие, нарушение режима
работы скважинного насоса, заклинивание его плунжера или
колонны штанг, обрыв колонны штанг.
На основе расчетов и экспериментально полученных данных
можно сделать общие выводы о характере изменения усилий,
действующих в элементах станка-качалки:
как правило, максимум крутящего момента (и касательной
силы) соответствует первому пику нагрузки на динамограмме,
а минимум — второму пику нагрузки.
при роторном уравновешивании и равенстве длин плеч ба-
лансира законы изменения усилий Ршат и Ро практически со-
впадают: при комбинированном уравновешивании характеры
изменения усилий аналогичны, но их абсолютная величина
меньше, причем на отдельных участках может принимать отри-
цательные значения;
максимальное значение РШат соответствует ходу штанг
вверх и при комбинированном уравновешивании меньше, чем
при роторном;
сила RKP достигает максимума в первой половине хода
'очки подвеса штанг вниз.
В соответствии с определенными законами изменения уси-
лий, воздействующих на детали станка-качалки, проводится их
прочностной расчет. Ввиду ограниченности объема книги ме-
тодика проведения расчетов не приводится, так как имеется
в курсах «Детали машин» или «Прикладная механика».
183

§ 8.	Кинематика и динамика длинноходовых
безбалансирных приводов
Для безбалансирных длинноходовых установок характерно на-
личие вертикально установленного основания, на котором мон-
тируется реверсивный механический редуктор, обеспечиваю-
щий возвратно-поступательное движение колонны штанг. В за-
висимости от особенностей схемы установка может быть ском-
понована различным образом, однако общим для всех является
соединение силового органа (например, барабана, на который
наматывается канат подвески штанг) посредством реверсив-
ного редуктора, имеющего муфты, тормоза с приводным дви-
гателем.
Рис. VI. 17. Приближенная закономерность изменения скорости точки подвеса
штанг бескривошипных станков-качалок
Наличие фрикционной муфты (или нескольких муфт), сое-
диняющей силовой орган с приводом, ведет к тому, что одно-
значная связь между ведущим и ведомым звеньями отсутст-
вует. Поэтому нельзя, как, например, для балансирных стан-
ков-качалок, имеющих преобразующий механизм, однозначно
связать положение точки подвеса штанг с положением веду-
щего звена.
Указанная особенность рассматриваемых установок приво-
дит к коренному изменению законов движения точки подвеса
штанг по сравнению с балансирными станками-качалками.
Так, например, длинноходовые безбалансирные установки
позволяют в зависимости от особенностей скважины изменять
скорости установившегося движения штанг при ходе вверх и
вниз, ускорения точки подвеса штанг независимо от длины
хода и числа качаний (рис. VI.17).
Как видно, график v = f(t) представляет собой чередование
периодов покоя, неустановившегося и установившегося дви-
жения.
Полагая в первом приближении закон изменения скорости
движения точки подвеса штанг линейным, рассмотрим основ-
ные фазы движения. Начало цикла соответствует паузе (фаза
184

I), когда обе муфты выключены и точка подвеса штанг нахо-
дится в покое. В момент включения муфты, приводящей в дей-
ствие барабан при ходе штанг вверх, скорость движения точки
подвеса начинает увеличиваться (фаза 2) и в произвольный
момент времени может быть определена по формуле
х — а
= —------СШ. в.
b — а
। де иш в — скорость установившегося движения штанг вверх.
Переходный процесс заканчивается при достижении точкой
подвеса установившейся скорости движения, после чего она
не меняется (фаза 3).
При подходе к верхнему положению точки подвеса штанг
срабатывает система реверсирования (На рисунке она не пока-
зана) и фрикционная муфта начинает выключаться (фаза 4).
Скорость движения точки подвеса при этом уменьшается до
пуля:
d — х
--—	1>шв-
d — c
После остановки точки подвеса штанг она некоторое время
находится в покое (фазы 5, 6). В течение этого времени проис-
ходит переключение системы реверсирования. В этот период
барабан может быть зафиксирован специальным тормозом,
включающимся в паузах.
В период разгона точки подвеса штанг при ходе вниз вклю-
чается муфта, обеспечивающая вращение барабана в обрат-
ную сторону, скорость увеличивается от нуля до f ш н’.
x — f
V-;--- 1>шн-
g — f
Процесс разгона соответствует фазе 7, после чего следует
период установившегося движения (фаза 8) со скоростью
и,и н. При подходе к нижнему положению (фаза 9) муфта вы-
ключается и движение тормозится. Скорость движения точки
подвеса штанг уменьшается до нуля:
i — х
Vt----—	- Ишн-
1 — h
Далее следует пауза (фаза 10), в течение которой барабан
и, соответственно, точка подвеса штанг неподвижны.
Время включения и выключения муфт, обеспечивающих вра-
щение барабана, регулируется независимо друг от друга, а по-
этому время установившегося движения, закон изменения ско-
рости и ускорения не зависят от длины хода точки подвеса
штанг и числа качаний.
Таким образом, точка подвеса штанг в безбалансирных
длинноходовых установках движется в определенные периоды
185

Рис. VI. 18. Динамограмма длиинохо-
довой бескривошипной установки;
1 — длинноходовой установки; 2 — балан-
сирного станка-качалки
. All ,
*н —	+	>
fcp в ^ср н
с установившейся скоростью
и, следовательно, без ускоре-
ния. Путь движения с посто-
янной скоростью в установках
с длиной хода точки подвеса
штанг 8—12 м составляет до
80—90 % от полного хода.
Поскольку в общем слу-
чае скорость перемещения
точки подвеса штанг вверх и
вниз может быть различной,
то время двойного хода опре-
деляется как
где иср в, vcp н — средние скорости перемещения точки подвеса
штанг вверх и вниз, которые, в свою очередь, могут быть опре-
делены так:
Vb
Сер В = - (1 + Рв); t>cp в = „ (1 + ₽н)>
где
Рв
^3
5
щ — ^в +
t\—ho—длительности отдельных фаз движения.
Преобразуя полученные выражения, имеем
t =s 2 / 1 Гв 1	\
Ц ° ив \ 1+Рв + VH 1-рн /
(VI.67)
Уравновешивание данных установок по схеме заканчивается
в подборе груза, который определяется jio формуле
Q = pDt/Dz (Рш + Рж/2),	(VI .68)
где D\, D2 — диаметры барабанов, на которые наматывается
канат, связанный с точкой подвеса штанг, и канат, связанный
с уравновешивающим грузом; ц — коэффициент, учитываю-
щий динамику установки.
Различие в кинематике движения точки подвеса штанг пре-
допределяет качественное отличие динамограмм усилий в точке
подвеса штанг (рис. VI.18), которое заключается прежде всего
в отсутствии «поворота» динамограммы по часовой стрелке
в силу наличия динамической составляющей, знак которой из-
меняется на противоположный в течение хода вверх и вниз.
Составляющая нагрузки, обусловленная вибрацией штанг,
в установках подобного типа тоже может быть уменьшена по
186

сравнению с балансирными, а поэтому динамограмма длинно-
ходовой установки ближе к теоретической, имеющей вид па-
раллелограмма.
Сопоставление динамограмм балансирных установок с дли-
ной хода /к и длинноходовых безбалансирных /д показывает,
и частности, что первые имеют конфигурацию динамограмм,
которые показывают, что длинноходовые безбалансирные стан-
ки-качалки обеспечивают лучшие условия работы как колонны
штанг, так и скважинного насоса.
i лава VII
ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ С ГИДРОПРИВОДОМ
Одной из основных тенденций развития штанговых скважин-
ных установок является увеличение длины хода точки подвеса
штанг, что улучшает основные показатели установки, ее дол-
говечность и подачу. Однако увеличение длины хода различ-
ным образом влияет на изменение параметров ее отдельных
элементов: привода, колонны штанг, труб, скважинного на-
соса, устьевого оборудования.
При увеличении длины хода показатели всех элементов
установки улучшаются за исключением показателей привода,
если он выполняется на базе установок, имеющих кривошипно-
шатунный механизм.
§ 1. Основные схемы гидроприводных установок
Как и любой привод штангового скважинного насоса гид-
равлический привод может состоять из следующих блоков
(рис. VII.1): силового органа I, уравновешивающего устрой-
ства II, блока привода с коммутирующим устройством III,
а кроме того, специфичных, характерных только для гидро-
привода блоков, — систем компенсации утечек V и реверсиро-
вания IV. Силовой орган соединяется колонной штанг VI со
скважинным насосом VIII, спущенным в эксплуатационную ко-
лонну на колонне НКТ VII.
В гидроприводных установках используются те же способы
уравновешивания, что и в механических.
Принципиально эти установки отличаются способом пере-
дачи энергии от двигателя к силовому органу и уравновеши-
вающему устройству. Гидравлическая передача, особенно
с объемным гидроприводом, обеспечивает высокое «передаточ-
ное отношение» привода при сравнительно небольших его раз-
мерах и массе, а также резко упрощает кинематическую схему.
При этом становится возможным вообще исключить механизм
преобразования движения (четырехзвенник балансирного стан-
ка-качалки), избавиться от редуктора, тормоза и т. д.

В гидроприводных установках в качестве силового органа-
узла для перемещения колонны штанг, как правило, использу-
ются гидравлические цилиндры, а реже — реверсивные гидро-
моторы. В первом случае шток цилиндра соединяется непо-
средственно с устьевым штоком колонны штанг, а во втором
с помощью гибкой подвески (например, цепной), переброшен-
ной через звездочку, установленную на валу гидромотора.
Рис. VIII. Структурная схема гидроприводной штанговой скважинной уста-
новки
Уравновешивающее устройство аккумулирует по-
тенциальную энергию либо поднимаемого груза, либо сжатого
газа, либо колонны штанг соседней скважины или, наконец, ки-
нетическую энергию маховика. Кроме того, привод может быть
неуравновешенным.
Блок привода обычно представляет собой двигатель,
соединенный непосредственно с валом силового насоса, объем-
ного или гидродинамического действия. В непосредственной
близости от него располагается коммутирующее уст-
ройство (распределитель), переключающее потоки рабочей
жидкости от силового насоса к силовому органу в периоды его
188

реверсирования или остановки. В качестве коммутирующего
устройства может использоваться золотниковый распредели-
н'Л|, или собственно силовой насос, регулирующий подачу и
реверсирующий направления потока жидкости.
В гидроприводе ШСН используются гидросхемы трех типов:
открытая, закрытая и комбинированная. В приводе с открытой
। пдросхемой бак с рабочей жидкостью находится под атмос-
ферным давлением, а подпор на приеме силового насоса обус-
ловлен разницей вертикальных координат бака и приемного
патрубка силового насоса.
В приводе с закрытой гидросхемой бак с рабочей жидко-
<п,ю находится под давлением, соизмеримым с рабочим дав-
лением насоса, это же давление действует на приеме силового
насоса. Бак, работающий под избыточным давлением, может
быть выполнен в виде отдельного блока, либо его функции вы-
полняет пневматический аккумулятор, часть объема которого
постоянно заполнена рабочей жидкостью.
В приводе с комбинированной схемой часть узлов и аппа-
ратов находится под действием постоянного давления, обус-
ловленного давлением сжатого газа в аккумуляторе, а часть —
под атмосферным давлением.
Силовым блоком управляет система реверсирова-
ния— либо гидравлическая, либо механическая. В первом
случае сигнал на переключение распределителя подается жид-
костью в трубопроводах, во втором — перемещением всякого
рода кулачков, упоров и т. п., взаимодействующих с деталями
гидропривода.
Рассмотрим устройство и принцип действия гидроприводов.
В основу систематизации описываемых установок положим
классификационные признаки, в основном определяющие осо-
бенности конструкций: способ и степень уравновешивания ус-
тановки, вид кинематической связи силовых органов с уравно-
вешивающим устройством и тип гидропривода.
Установки с пневматическим уравновешиванием и закрытой
схемой гидропривода
Установки с использованием в качестве уравновешивающего
устройства гидропневматического аккумулятора выполнялись
с гидроприводом по закрытой или комбинированной схеме,
в котором использовались как гидродинамические, так и гидро-
статические насосы. Тип применяемого ^насоса на структуру
гидравлической схемы существенно не влиял: он определял
лишь динамические характеристики установки и, что особенно
важно, рабочее давление, а следовательно, габариты и массу
>лементов установки.
Гидроприводные установки с закрытой схемой (рис. VII.2)
включают силовой орган — гидроцилиндр 1, пневматический
аккумулятор 8, блок привода — силовой насос 3 и распреде-

I
1 г
лительный золотник 7, гидрав-
лическую систему реверсиро-
вания, состоящую из кранов 2,
установленных на управляю-
щих коммуникациях, обрат-
ных клапанов 4, 5 и регули-
руемого дросселя 6, подклю-
ченных к управляющей поло-
сти силового золотника 7. Ус-
тановки данного типа вклю-
чают не показанную на схеме
Рис. VII.2 Установка с закрытой гид- сравнительно сложную си-
равлической схемой	стему компенсации утечек ра-
бочей жидкости через уплот-
нения силового насоса и силового органа, обеспечивающую их
возврат в гидросистему, а также источник сжатого газа для под-
держания давления в аккумуляторе на нужном уровне, по-
скольку в процессе эксплуатации происходят утечки газа, си-
стему стабилизации температуры и т. п.
Установка работает следующим образом: при нижнем поло-
жении поршня давление жидкости в левой управляющей поло-
сти золотника 7 близко к атмосферному. Нижний обратный
клапан открыт, и золотник занимает левое положение, т. е.
жидкость направляется из аккумулятора на прием силового
насоса и далее в нижнюю полость силового цилиндра. Поршень
цилиндра вместе с колонной штанг перемещается вверх до тех
пор, пока не пройдет мимо одного из верхних окон цилиндра,
кран которого открыт. При этом жидкость из подпоршневой
полости через открывшийся верхний обратный клапан и дрос-
сель поступит в левую управляющую полость силового золот-
ника и, преодолев усилие возвратной пружины, переместит
его в правое положение. Жидкость начнет поступать из ци-
линдра в аккумулятор. Ход поршня вниз будет продолжаться
до тех пор, пока нижнее управляющее окно не соединится
с надпоршневой полостью, после чего описанный процесс пов-
торится.
Плавность переключения силового золотника регулируется
дросселем, а длина хода поршня — открытием соответствую-
щего крана верхнего управляющего окна (при закрытых ос-
тальных) .
Известно много разновидностей конструкций установок, вы-
полненных по данной схеме. В некоторых из них в качестве
силового насоса использован центробежный, а в системе ре-
версирования— золотник с дифференциальными поршнями,
что позволило обойтись без обратных клапанов в системе ре-
версирования и т. п.
Оценивая эти установки, следует отметить, что их простота
кажущаяся, поскольку они должны включать, кроме собст-
венно гидропривода, системы компенсации утечек рабочей жид-
190
I

Рис. VII.3. Установка с комбинированной
схемой
кости и стабилизации
давления воздуха. Каж-
дая из них содержит дви-
гатель, компенсацион-
ный насос и компрессор,
а также систему распре-
деления и автоматики.
В установках с закрытой
схемой гидропривода бак
выполняет функции ак-
кумулятора. Поскольку
давление в баке во вре-
мя остановок больше ат-
мосферного, ремонт и
профилактика гидропри-
вода затрудняются. К недостаткам подобных установок отно-
сится то, что шток силового цилиндра выполняет функции
устьевого штока. Поэтому он находится в контакте с рабочей
и пластовой жидкостями, что неизбежно приводит к переносу
последней во внутреннюю полость гидросистемы. Загрязнение
рабочей жидкости нефтью, минерализованной водой, химически
активными компонентами и абразивным материалом, конечно,
отражается на надежности и долговечности быстроизнашиваю-
щихся элементов гидропривода.
Установка с пневматическим уравновешиванием
и комбинированной гидравлической схемой
Установка (рис. VII.3) включает силовой орган — гидроци-
линдр 1, шток которого соединен с колонной штанг 2. Его ниж-
няя полость соединена с верхней полостью верхнего промежу-
точного цилиндра 2, а подпоршневая полость последнего — ста-
зовым аккумулятором 3. Полости нижнего промежуточного ци-
линдра через силовой распределитель 5 попеременно соединя-
ется с силовым насосом 4 и баком 6.
Установка работает следующим образом: система реверси-
рования управляет силовым насосом, обеспечивая необходимую
подачу жидкости и направление потока. При подходе к край-
ним положениям направление потока жидкости изменяется на
противоположное.
Давление азота в газовом аккумуляторе <3 подбирается та-
ким, чтобы нагрузка на двигатель при ходе штанг вверх и вниз
была бы постоянной.
Несмотря на ряд недостатков: сложность конструкции, зна-
чительные габариты и массу, некоторые неудобства в обслужи-
вании— установки с пневматическим уравновешиванием имеют
более высокие показатели, чем балансирные, прежде всего за-
ключающиеся в увеличении длины хода точки подвеса штанг.
191

Разработка и накопленный опыт эксплуатации этих уста-
новок позволили перейти к созданию компактного объемного
гидропривода штангового скважинного насоса.
Установки с грузовым уравновешиванием
В установках с грузовым уравновешиванием в качестве акку-
мулятора энергии используется груз, вес которого для обеспе-
чения условия уравновешенности приближенно определяется
по формуле, аналогичной (VI.55).
Установка с гибкой кинема-
тической связью точки подвеса
штанг с грузом и применением
Рис. VII.4. Установка с грузовым
уравновешиванием
Рис. VIL5. Привод с грузовым урав-
новешиванием
в качестве силового органа гидромотора (рис. VII.4) включает
ферму, в верхней части которой расположен шкив 1 (или звез-
дочка) с перекинутым через него канатом (или цепью). Шкив
приводится в действие высокомоментным реверсивным гидромо-
тором 2, рабочая жидкость к которому поступает от силового
насоса 4 через золотниковый распределитель 3.
Система реверсирования (на рисунке не показана) обеспе-
чивает переключение золотника при подходе уравновешиваю-
щего груза 6 к крайним положениям.
Система компенсации утечек отсутствует, поскольку вся
жидкость, протекающая через уплотнения, поступает в бак 5
гидросистемы.
На промыслах Советского Союза эксплуатировались гидро-
приводные установки с гибкой связью уравновешивающего уст-
ройства с точкой подвеса штанг (рис. VII.5). В отличие от из-
вестных в этой установке приводной гидроцилиндр расположен
в скважине, а корпус установки представляет собой коакси-
ально расположенные трубы, выполняющие роль бака для ра-
192

ночей жидкости. Для соединения уравновешивающего груза
с устьевым штоком используются канаты, переброшенные через
uia блока, расположенных симметрично в верхней части кор-
пуса. Силовой блок находится в его нижней части. Данная
компоновка позволяет монтировать привод непосредственно на
\стье скважины без специального фундамента.
К верхнему концу сквозного штока гидроцилиндра 1 кре-
пится гибкий элемент 3, переброшенный через блок 4 и соеди-
няющий его с уравновешивающим грузом 2, а к нижнему —
выполняющему функции устьевого штока 8 — колонна штанг,
('.иловой орган — гидроцилиндр — соединен трубопроводами
с силовым блоком, в который входят: золотниковый распреде-
литель 7, силовой насос 5, переливной клапан, фильтр и бак 6.
При работе установки рабочая жидкость подается силовым
юлотником то в верхнюю, то в нижнюю полости силового ци-
линдра, поршень которого, перемещаясь вверх и вниз, приво-
дит в движение колонну штанг.
К недостаткам этой и всех других установок с гибкой свя-
зью точки подвеса штанг с уравновешивающим устройством
относится необходимость применения десяти параллельно сое-
диненных канатов диаметром 12—15 мм при диаметре шкивов
1,5 м для обеспечения приемлемой долговечности (порядка
1000 ч, как показывают расчеты) при максимальной нагрузке
в точке подвеса штанг 8—10 кН. Все это приводит к увели-
чению габаритов установки, усложняет ее конструкцию и экс-
плуатацию.
Использование в качестве гибкого элемента цепей приво-
дит к необходимости применения специальных кожухов для
hi щиты их от пыли и влаги, введения системы смазки. При
лом срок их службы также невелик.
К преимуществам использования гибких элементов по срав-
нению с гидравлическими следует отнести отсутствие систем
компенсации утечек.
Установки с взаимным или групповым уравновешиванием
Установки этого класса предназначены для привода штанго-
вых скважинных насосов, спущенных в расположенные рядом
скважины с близкими параметрами.
На устье одной из скважин располагается силовой орган —
цилиндр и силовой блок, на устье второй — только гидроци-
линдр, служащий уравновешивающим устройством (рис.VII. 6.).
11ижние полости цилиндров 1 и 6 соединены трубопроводом и
представляют замкнутый объем, количество жидкости в кото-
ром постоянно пополняется насосом 5 системы компенсации
утечек из бака 4.
Во время работы установки рабочая жидкость насосом 3
через распределительный золотник 2 направляется в верхние
полости цилиндров 1 и 6. Направления движения поршней
7 Заказ № 416
193

Рис. VI 1.6. Привод с групповым
уравновешиванием
регулируется системой ревер-
сирования, срабатывающей
при подходе поршня левого
цилиндра к крайним положе-
ниям. Правый поршень при
этом движется синхронно, но
в противоположном направ-
лении. Если объем жидкости
в нижних полостях увеличи-
вается в результате работы
системы компенсации утечек,
то излишек жидкости направ-
ляется в верхний трубопро-
вод правого цилиндра через дополнительный канал, открывае-
мый поршнем при подходе к верхнему положению.
К достоинствам группового привода следует отнести воз-
можность получения больших длин ходов точек подвеса штанг
и отсутствие специального фундамента. К недостаткам — не-
обходимость эксплуатации скважин с идентичными парамет-
рами, снижение к. п. д? установки при увеличении расстояния
между скважинами и, наконец, высокую металлоемкость уста-
новки вследствие большой массы соединительных труб.
Установки с динамическим уравновешиванием
С применением маховика в качестве уравновешивающего уст-
ройства уменьшается металлоемкость установок, по сравнению
с теми в которых в качестве уравновешивающего устройства
используется специальный груз или пневматический аккуму-
лятор (рис. VII.7).
Установка с динамическим уравновешиванием включает
приводной гидравлический цилиндр 1, поршень 2 которого по-
средством штока 3, устьевого штока 17 и колонны штанг 16
соединен с плунжером 15 скважинного насоса, цилиндр 14 ко-
торого подвешен на колонне 13.
Привод установки осуществляется двигателем 7, вращаю-
щим вал силового мотор-насоса 5, на котором установлен ма-
ховик 6. Гидравлическая схема состоит из силового золотника
4, переливного 11, разгрузочного 8, обратного 10 клапанов,
бака 12, а также системы реверсирования, фильтрации и т. п.
В электрическую цепь двигателя включено реле тока 9, уп-
равляющее электромагнитным приводом разгрузочного кла-
пана 8.
При движении штанг вверх энергия для подъема столба
жидкости и колонны штанг подводится от электродвигателя и
маховика. При ходе штанг вниз потенциальная энергия штанг
посредством гидропривода передается маховику, который ее за-
пасает. Помимо этого при ходе штанг вниз электродвигатель
также передает свою энергию маховику.
194

Таким образом, при ходе штанг вверх кинетическая энер-
гия маховика расходуется на подъем колонны штанг и жидко-
сти, а при ходе штанг вниз маховик запасает потенциальную
энергию штанг и приводного двигателя.
Неуравновешенные установки
Неуравновешенный привод штангового скважинного насоса ха-
рактерен отсутствием уравновешивающего устройства. Это оз-
начает, что при ходе штанг вверх мощность двигателя затра-
чивается на подъем колонны штанг и столба жидкости, находя-
щейся над плунжером скважинного насоса, при ходе их вниз
7*
195

Рис. VI1.8. Неуравновешенный
привод
лотника при достижении
двигатель работает вхолостую,
а потенциальная энергия штанг
превращается в тепло.
Установка (рис. VII.8) состоит
из силового органа — гидравличе-
ского цилиндра 1, смонтированного
над устьем скважины, шток кото-
рого соединен с колонной штанг,
и силового блока, состоящего из
силового насоса 3 и золотника 2.
Ряд элементов (переливной клапан,
фильтры и т. п.) на схеме не пока-
зан. Система реверсирования обес-
печивает переключение силового зо-
поршнем крайних положений (на
схеме не показана).
При ходе штанг вверх рабочая жидкость подается силовым
насосом из бака 4 через золотниковый распред ел итель в под-
поршневую полость цилиндра, и поршень его перемещается
вверх. При достижении им верхнего положения и срабатывании
системы реверсирования золотниковый распределитель соеди-
няет напорный патрубок силового насоса и нижнюю полость
цилиндра с баком. Поршень под действием веса колонны штанг
начинает перемещаться вниз, а поток рабочей жидкости от си-
лового насоса направляется в бак.
Гидроприводные штанговые насосные установки
с уравновешиванием колонной насосных труб
Особое место среди гидроприводных установок занимают при-
воды с использованием колонны НКТ в качестве уравновеши-
вающего груза, для чего эта колонна подвешивается к уравно-
вешивающему цилиндру. Помимо этого принципиальная схема
установки обеспечивает возможность компоновки всех ее уз-
лов в виде моноблока, монтируемого непосредственно на ко-
лонной головке скважины. Таким образом, впервые устраня-
ется необходимость в фундаменте.
Установка состоит из наземной и подземной частей — соб-
ственно привода, т. е. станка-качалки, и внутрискважинного
оборудования (рис. VII.9). Привод имеет корпус (на рисунке
не показан), монтируемый на колонной головке скважины.
В верхней части корпуса размещен силовой орган — штан-
говый гидроцилиндр 1, поршень 2 которого соединен штоком
3 и колонной штанг 12 с плунжером 14 скважинного насоса
Ниже силового органа располагается уравновешивающее уст-
ройство— трубный гидроцилиндр 4, поршень которого соединен
полым сквозным штоком 5, тягами 7, траверсой 11 с колон-
ной НКТ 13, в нижней части которой расположен цилиндр 15
196

Рис. VI1.9. Схема установки с ис-
пользованием нкт в качестве
уравновешиваемого груза
скважинного насоса. Ци-
линдр 4 снабжен также
фальштоком 6, позволяю-
щим изменять эффективную
площадь его поршня.
Силовой блок включает
в себя насос 9 для подачи
рабочей жидкости из бака
10 через распределитель 8
попеременно в верхние по-
лости цилиндров 1 и 4.
На выходе насоса уста-
новлен переливной клапан
16.
Пластовая жидкость от-
водится из НКТ в промыс-
ловый коллектор гибким
шлангом 17.
Установка работает сле-
дующим образом: подавае-
мая насосом из бака жид-
кость через распределитель
направляется попеременно
в верхние полости штанго-
вого 1 и трубного 4 цилинд-
ров. В результате их поршни
совершают синхронное оп-
позитное движение, переме-
щая колонну штанг и труб
в противоположных направ-
лениях. Сумма абсолютных перемещений штанг и труб соот-
ветствует ходу штанг относительно труб, т. е. без учета их
деформаций, плунжера относительно цилиндра скважинного
насоса.
Уравновешивание установки достигается подбором такого
соотношения длин ходов поршней цилиндров, при котором за-
грузка двигателя при ходе штанг вверх и вниз будет посто-
янной.
Рабочий цикл скважинного насоса совершается за
двойной ход штанг (труб). Пластовая жидкость подни-
мается по колонне насосно-компрессорных труб и отво-
дится гибким шлангом 17 в промысловый коллек-
тор.
197

§ 2. Кинематика движения точки подвеса штанг
Как отмечалось, гидропривод скважинного насоса имеет сле-
дующее принципиальное отличие от механического привода
с кривошипно-шатунным -механизмом: отсутствие жесткой ки-
нематической связи ведущего звена с точкой подвеса штанг
приводит к тому, что скорости и ускорения перестают одно-
значно зависеть от положения точки подвеса штанг. Эти же
особенности характерны и для длинноходовых безбалансирных
приводов (§ 8. гл. VI).
Общий характер изменения скорости точки подвеса может
быть приближенно иллюстрирован графиком (см. рис. VI. 17).
Как и длинноходовой механический, привод рассматриваемый
гидропривод имеет аналогичные фазы движения, которые мо-
гут быть разбиты на три группы: паузы (когда нет движения
поршней), неустановившееся (разгон или торможение) и ус-
тановившееся движение.
Определим законы изменения перемещения, скорости и ус-
корения точки подвеса штанг на примере гидроприводных
установок с использованием для уравновешивания груза пере-
менной массы колонны НКТ с откачиваемой жидкостью, нахо-
дящейся в ней. Эти зависимости наиболее общие и при неслож-
ных преобразованиях могут быть распространены на другие
способы уравновешивания — грузом, пневмоаккумулятором,
взаимным уравновешиванием и т. д.
Примем следующие допущения:
закон изменения нагрузки в точке подвеса штанг представ-
ляет собой параллелограмм (см. рис. VI. 11, б);
подача силового насоса равномерная;
жидкость в гидроприводе, несжимаема.
Определение скоростей при установившемся движении
Началу хода поршней штангового и трубного цилиндров пред-
шествует пауза оа (фаза I), обусловленная движением золот-
ника распределителя справа налево (см. рис. VI.17) до откры-
тия окон, по которым жидкость подводится от насоса и отво-
дится к цилиндрам. К началу цикла движения элементов
установки золотник находится в среднем положении, его плун-
жер движется равномерно.
После прохождения плунжером золотника нейтрального по-
ложения рабочая жидкость начинает двигаться от силового на-
соса по трубопроводу в верхнюю полость трубного цилиндра
(фаза 2), а из его нижней полости вытесняется в нижнюю по-
лость трубного цилиндра, перемещая его поршень вверх. Ра-
бочая жидкость из верхней полости штангового цилиндра вы-
тесняется через золотник в бак. Таким образом, поршень труб-
ного цилиндра и соответственно точка подвеса колонны труб
начинают перемещаться вниз, а поршень штангового цилиндра
198

н гочка подвеса штанг — вверх. Во второй фазе поршни дви-
kv гея с ускорением. Продолжительность этой фазы определя-
йся временем, в течение которого поршнем трубного цилиндра
 •стет набрана скорость, при которой объемная скорость дви-
.нения поршня будет равна подаче насоса. В течение всего
чого времени часть рабочей жидкости сбрасывается через пе-
реливной клапан в бак. На рис. VI.17 время разгона (фазы 2)
обозначена отрезком ab, причем ускорение принято постоян-
ным.
При достижении поршнем трубного цилиндра скорости
и, „ = Q/F начнется период установившегося движения Ьс (фаза
’>). Скорость движения штанг в этот период с учетом раз-
ницы эффективных площадей поршней в верхних и нижних по-
лостях цилиндров будет
Пшв — QFml Ffum — Qk/Nfuiu.k$,
где k=j!F, /гф=/'п1ц/7?'гц, N=f/fTaib Ртц —площадь эффективного
поперечного сечения поршня трубного цилиндра; F — площадь
поперечного сечения цилиндра; f — площадь поперечного сече-
ния штангового цилиндра; /Шц— эффективная площадь попереч-
ного сечения штангового поршня цилиндра (см. рис. VII.9).
При подходе поршней к крайнему положению срабатывает
система реверсирования и начинается переключение золотника.
При этом его гидравлическое сопротивление возрастает, дав-
ши не на выходе насоса увеличивается и открывается перелив-
ной клапан, через который часть потока рабочей жидкости на-
правляется в бак. Период торможения соответствует отрезку
<</.
В период, когда плунжер золотника полностью перекрывает
его окна (фазы 5, 6), поршни неподвижны. За это время (de,
•/) вся жидкость от силового насоса направляется через пере-
питой клапан в бак.
После прохождения среднего положения плунжер золотника
начинает открывать окна и соединяет их таким образом, что
поток жидкости от силового насоса направляется в верхнюю
полость штангового цилиндра. Рабочая жидкость из нижней
полости штангового цилиндра и жидкость из верхней полости
через золотник вытесняется в бак. При этом поршни движутся
<• ускорением до тех пор fg (фаза 7), пока скорость поршня
hiгапгового цилиндра не достигает значения иШн=<Э//.
Во время разгона, т. е. пока объемная скорость движения
inгапгового цилиндра вниз меньше подачи силового насоса,
п гбыток рабочей жидкости поступает через переливной клапан
в бак. При достижении поршнем штангового цилиндра скоро-
I I и Пшн весь поток рабочей жидкости от насоса будет направ-
1ягься в цилиндр и предохранительный клапан закроется
(фаза S). Скорость перемещения поршня трубного цилиндра
при установившемся движении в течение фазы 8 определим
исходя из расхода жидкости, вытесняемой из нижней полости
199

Штангового цилиндра. Расход жидкости, подаваемой в нижнюю
полость трубного цилиндра, равен Qfmu/f- Соответственно ско-
рость перемещения поршня трубного цилиндра вверх опреде-
лится как Пт в = Qfшц/f/?тц=Qfcф/Л7IПц
ПpИ подходе поршней к крайним положениям опять срабо-
тает система реверсирования и начнется переключение золот-
ника (фаза 9). Гидравлическое сопротивление его увеличится,
часть жидкости начнет поступать через переливной клапан
в бак.
После остановки поршней следует пауза it (фаза 10), в те-
чение которой окна золотника перекрыты, затем цикл повто-
ряется.
Соотношение скоростей при ходе штанг (труб) вверх и вниз
будет Ишв/®ши=^/^ф, а скорость штанг относительно труб
в точке их подвеси будет
<?М1+М .	<5(1+*ф)
Гв —	,	...	> VH — с иг
/шц/»
Формулы для определения абсолютных и относительных
скоростей сведены в табл. 6.
Перемещения, скорости и ускорения точек подвеса штанг
и труб взаимосвязаны. Это обусловлено постоянством объема
жидкости, находящейся под поршнями штангового и трубного
цилиндров:
luifuiu — IrF тч	(VII. 1)
С учетом того, что относительное перемещение штанг и
труб равно сумме их абсолютных перемещений, т. е.
L = /щ -р /т,
можно записать
_ Ушц/F
т 1+Апц/г’
L 1+Гшц/Г ‘
Таблица 6
(VII.2)
Направление	Абсолютная скорость		Относительная скорость
	штанг	труб	
Верх	V	- Гшв — fill цЛ^ф	VT в /шцЛГ	t,_ «ЭМ» +&ф) fin Ц N &ф
Низ	Q f N fin ц ;v	Qk t>TH /шцЛГ	t,_ <2(1+*ф) /ш Ц АГ
200

Из (VII.1) следует, что /ш= (Ст ц//шц)/т-
Продифференцировав по времени, получим иш= (£тц//шц)/т.
Аналогичное выражение получим и для определения соотно-
шения ускорений:
=	(VII.3)
dt 1Ш dt
Следовательно, изменение перемещения, скорости и ускоре-
ния точки подвеса труб можно получить умножением соответ-
ствующей формулы для точки подвеса штанг на соотношение
I г ц//шц=/ш//т=^ф, где кф — параметр уравновешенности.
Время двойного хода штанг можно приближенно опреде-
лить подстановкой в (VI.67) скоростей установившегося дви-
жения VIU в, Vjjx и, в, От и И ПОЛаГая, ЧТО
йи / £ф “р к \	2
ц ев \ кф / 1 + р
Выразив /ш через L, получим
_ LfmuV Г k$\-k "I 2
ё~1т<>+*ф>1ти-	|vn 1
Число двойных ходов точки подвеса штанг в 1 мин будет
характеризоваться следующим выражением:
6О(?(1 + Р) г 1
М  	I	I •	I V 11.01
2£/шц L ЛЧМ~£ф) J
Кинематика точек подвеса штанг и труб
при неустановившемся движении
Фазу разгона точки подвеса штанг можно разделить на два
периода:
разгон в течение упругого деформирования штанг под дей-
ствием веса столба жидкости над плунжером скважинного
насоса;
разгон после окончания этого процесса.
Силы, действующие на поршни штангового и трубного ци-
линдров в начале хода шганг вверх (см. рис. VII.9) в период
их упругого деформирования при перемещении их на вели-
чину х, следующие.
На поршень штангового цилиндра сверху действует усилие,
обусловленное перепадом давления Лрр на распределителе.
Снизу на поршень действует усилие, обусловленное давле-
нием жидкости р' в подпоршневой полости. Посредством штока
к поршню приложены силы веса штанг Рт, часть веса столба
жидкости над плунжером скважинного насоса Ржх1х, где х —
перемещение точки подвеса штанг, соответствующее моменту
полного переноса веса столба жидкости с труб на штанги.
201

Силы трения Тк колонны штанг и деталей установки с ней
связанных.
Силы инерции при разгоне штанг во время хода вверх
Рш dvm
kwg dt
где kw — коэффициент, учитывающий изменение ускорения по
длине колонны, &w~0,5.
Дифференциальное уравнение равновесия поршня штанго-
вого цилиндра будет иметь вид
Рш + Рж 4- Тц "Ь ~	~	Appf—Р?шц=0.	(VII.6)
В то же время на поршень трубного цилиндра действуют:
сверху — давление подаваемой насосом жидкости рв—ДрДИн—
—Дртр—Д/?р, снизу—давление р', вес колонны НКТ Рт, коль-
цевого столба жидкости Рк, части столба жидкости над плун-
жером скважинного насоса Р)К(1—(х/х)), силы трения колонны
НКТ и деталей установки, приведенные к точке подвеса труб
Рн, силы инерции колонны труб при их разгоне
г, ___ Рт dv-i
* иит — ,	’	•
kwg dt
В период неустановившегося движения точек подвеса штанг
и труб в гидравлической схеме действуют:
давление, развиваемое силовым насосом. Его величина обу-
словлена настройкой переливного клапана 16 ркл (при неус-
тановившемся движении часть потока жидкости направляется
в цилиндр, а часть через переливной клапан в бак 10).
В процессе переключения распределителя его гидравличе-
ское сопротивление уменьшается от бесконечности до доста-
точно малой величины, обусловленной сопротивлением внут-
ренних каналов при полном открытии золотника. При этом
перепад давления на золотнике при его изменяющемся гидрав-
лическом сопротивлении будет
р<?2	_ р / (шц/У/гфТ\2 VU1
2с2р2/2 — 2с2р2 \ k / Р ’
(VII.7)
где Q — расход рабочей жидкости через распределитель; р —
плотность жидкости; с — постоянная, характеризующая объем-
ную скорость золотника; ц— динамическая вязкость; t —
время, прошедшее с момента начала переключения.
Разгон жидкости, находящейся в трубопроводах гидросис-
темы, требует дополнительного давления ДрДин=/прр(йцш/^/),
где /пр — приведенная длина трубопроводов с учетом разницы
их диаметров.

Протекание жидкости по трубопроводам сопровождается
потерей давления на гидродинамическое трение
I де d — диаметр трубопроводов.
С учетом всех силовых факторов дифференциальное урав-
нение равновесия поршня трубного цилиндра будет иметь сле-
дующий вид:
Рт +	+ Рж (1 -ф ~=~ — Ри — ~ X
\ х /	kwg
X ~ф (Рв — ДРлин — АРтр — ДРр) Ртц — Р'Ру = О-	(VII.8)
at
Полученные выражения (VII.3), (VII.6) и (VII.8) представ-
ляют собой систему дифференциальных уравнений первого по-
рядка, которые с учетом того, что в (VII.6) и (VII.8) присут-
ствует р', могут быть сведены к одному уравнению второго
порядка:
х	1	dvT
Ру 4“ Р-Л -ф Рж - Рж — - Ян - LQt ~ ~ Щ -ф РвР -
х	kw	at
После приведения подобных и упрощения уравнение может
быть приведено к виду
Gix" + Di^~ -ф Вгх-Ь Л,-= 0.	(VII.10)
Физический смысл коэффициентов этого уравнения следую-
щий:
G — характеризует массу подвижных деталей (штанг, труб,
жидкости), приведенную к точке подвеса штанг;
D — характеризует потери, обусловленные гидравлическими
сопротивлениями и зависящие, таким образом, от квадрата
скорости;
В— характеризует усилия, которые связаны с перемещением
точки подвеса штанг;
А — характеризует постоянные усилия данной фазы работы
установки.
Продолжая рассмотрение по проведенной методике системы
сил, действующих на поршни цилиндров в периоды неустано-
203

вившегося движения, легко убедиться, что тип дифференциаль-
ного уравнения останется прежним, но значения его коэффици-
ентов будут переменными.
Значения коэффициентов для различных фаз движения
точки подвеса приведены в табл. 7, причем составляющие, ха-
рактеризующие потери давления, обусловленные гидравличе-
скими сопротивлениями трубопроводов или необходимые для
разгона жидкости в них, опущены ввиду их малости по сравне-
нию с рабочим давлением.
Уравнение (VII.10) нелинейное и неразрешимо в элемен-
тарных функциях. Его решение может быть получено числен-
ными методами. В частности, для приближенных расчетов мо-
жно использовать метод Эйлера. В этом случае уравнение
VI 1.10 представляется в виде системы из двух уравнений пер-
вого порядка с помощью подстановки х'=z\
х'= z
, D 1 В А
2 =	(VII.11)
G I* G G
Решить полученную систему уравнений можно при использо-
вании следующего итерационного процесса:
D / zk \2	В	А
k G \ tk /	G	G
xk+1=xk + zkh,
zk+l = zk + zkh’ tk+\ — tkJrh'
где h — шаг изменения t.
Более точное численное решение можно получить при ис-
пользовании более совершенных методов, например метода
Рунге—Кутта. Однако расчеты тогда целесообразно проводить
на ЭВМ.
Недостатком численных методов решения уравнения явля-
ется невозможность определения закономерностей изменения
перемещения скоростей и ускорения в общем виде, как функ-
цию таких факторов, например, как давление срабатывания пе-
реливного клапана ркл, время переключения золотника, массы
элементов внутрискважинного оборудования и т. п.
Для решения этих задач в общем виде воспользуемся раз-
ложением функции в ряд Тейлора:
х' (0)	х" (0)
х(0 = х(0)+—(/-/„)+ . . .
хп (0)
••4-~L(«-<o)n-	(VII. 12)
Производные х'(0), х"(0) и т. д. определяются с учетом на-
чальных условий (например, при разгоне колонны штанг во
204

Таблица 7. Коэффициенты уравнения VII.10 для различных фаз,движення точки подвеса штанг
205

время хода вверх в период деформирования х'(0)=0). *"(0)
может быть .найдено непосредственно из уравнения (VII.10):
Аг 1	в	А
— (х')2 — — — х — —.
G I t2	С	G
[ (VII. 13)
Перемещение точки подвеса штанг во времени получим,
найдя производные более высоких порядков, дифференцируя
выражение (VII.13) по времени после подстановки их значений
в (VII.12):
А Г 2D / А \ ВА] Г
Продифференцировав это выражение по времени, определим
скорость перемещения штанг:
А Г 2D / А \2 BA 1 Р
v(')=	— (ТГ --7Г V ’ •	(VIL15>
О L G \ G / G2 J 3!
Еще раз продифференцировав, получим выражение для
ускорения:
/Л	А	V 2D / А V	ВЛ 1 Р
ш(0= ——— -------(— —-------- —...	(VII. 16)
'	G	L G \ G /	G2 J 2!	'	’
Уравнения, характеризующие перемещение, скорость и уско-
рение на последующих фазах движения точки подвеса штанг
можно получить аналогичным образом, однако в качестве их
начальных условий надо принимать значения перемещений и
скоростей, соответствующих моменту окончания предыдущей
фазы.
Анализ выражения, полученного для определения ускоре-
ния в различные фазы движения, показывает, что при разгоне
колонны штанг во время хода вверх или вниз максимальным
ускорение будет в начальный момент движения, оно зависит
от регулировки лишь переливного клапана (т. е. величины рКл>
входящей в коэффициент А) и массы штанг и труб. По мере
разгона точки подвеса ускорение уменьшается.
Продолжительность разгона точки подвеса штанг до уста-
новившейся скорости, а также перемещение, соответствующее
этому процессу, как показывают расчеты, зависят прежде
всего от настройки переливного клапана и в меньшей степени
обусловлены регулировкой золотника, т. е. временем его пере-
ключения. В общем виде продолжительность разгона штанг мо-
жет быть больше или меньше переключения золотника.
Режим работы гидропривода установки наиболее рациона-
лен при равенстве времени разгона точки подвеса штанг до
установившейся скорости и времени его переключения.
Иначе обстоит дело при торможении точки подвеса колонны
штанг во время хода вверх или вниз.
206

Решение уравнения также можно получить либо численным
методом, либо разложением его в ряд Тейлора.
При использовании метода Эйлера решение дифференци-
ального уравнения, описывающего процесс торможения точки
подвеса штанг
Gix" — Dt(x')2-!-----Mi=0	(VII.17)
(fn — О2
будет сводиться к решению системы, аналогичной (VII.11), и
может быть получено с помощью следующего инерционного
процесса:
' Л , D / z \2
zk—------+-----I-------I >
G ' G \ tn-tk /
**4-1 = ** +	zk+1 = zk + zkh,	Ifc4-J = tk + h,
где h — шаг изменения t.
Начальными условиями для решения дифференциального
уравнения будут t0=t(Qc)- х—1ш—хТОрМ; x,(0)=t’™ (см.
рис. VI.17). При этом выражения для перемещения, скорости
и ускорения будут соответственно иметь следующий вид:
*(<) =	*0 “F	t 4- 1	Л	1			(VII.18)
		1 । 1 —	G G(/„-02 J	2	’		
V (0 =	СШ. В 4“	1	1	4-	=—r+ • G(In-f)2 J	• • >		(VII.19)
и» (0 =	__ А G	Dt?	Dt? i 	5	p2	S— 1 G(tn-V?	G(tn-ty		-t.		(VI 1.20)
Графики, иллюстрирующие полученные зависимости, приве-
дены на рис. VII. 10. Из графика следует, что ускорение точки
подвеса штанг максимально в начале движения штанг вверх и
может быть определено из (VII. 16) при условии х'=0; х=0.
Тогда х"=—A/G.
Подставив значения постоянных для соответствующей фазы
движения, получим:
*тах[в
Рт Ч~ Рк Ч~ Рж — Rh — (Р ш Ч~ Т в)Мф Ч~ РвР *
Lq1 Ч- Lqm
(VII.21)
Аналогичным образом можно определить максимальное
ускорение при ходе штанг вниз:
*тахн
Рц, |- Рж — (Рт Ч~ Рк) кф Ч~ Puf
LQt 4“ LQi
(VI 1.22)
Полученные дифференциальные уравнения, характеризую-
щие период неустановившегося движения точки подвеса штанг,
могут быть использованы и для установок других типов.
207

В установках с использованием в силовом блоке реверсиру-
емых насосов с регулируемой подачей закон движения точки
подвеса штанг определяется задаваемым законом изменения
его подачи.
Рис. VII. 10. Циклограмма изменения перемещения, скорости и ускорения
точки подвеса штанг и труб
§ 3. Особенности динамики гидроприводных установок
Особенности кинематики движения точки подвеса штанг
(а в установках с использованием колонны НКТ в качестве
уравновешивающего груза и труб), заключающиеся прежде
208

всего в наличии фаз установившегося движения, длительность
которых достаточно велика в общем балансе времени двойного
хода, приводят к исчезновению в этот период инерционных со-
ставляющих усилия в точке подвеса штанг. В периоды неуста-
повившегося движения в точке подвеса штанг действует комп-
лекс сил, достаточно подробно описанный в § 3 гл. VI.
Для удобства дальнейших расчетов целесообразно предста-
вить действующие усилия, определенные ранее, в виде произве-
дений масс 1 м штанг дш, труб q?, столба пластовой жидкости
над плунжером скважинного насоса q^ и кольцевого столба
жидкости <?к, полученного за счет разницы внутренних диамет-
ров цилиндра скважинного насоса и колонны НКТ.
Тогда усилия, действующие в точках подвеса штанг и труб,
будут определяться по следующим выражениям (табл. 8).
Особый интерес представляет определение максимальной
вибрационной составляющей Pi. Используя решение задачи
о напряжениях, возникающих при ударе по призматическому
стержню, получим
Pi = (ШЕ — (1 4- 0,3m),	(VI 1.23)
а
где fm — площадь поперечного сечения штанг; Е — модуль уп-
ругости материала штанг; v — скорость перемещения точки под-
веса штанг в момент восприятия ими усилия от столба жид-
кости; а — скорость распространения звука в металле; т — от-
ношение массы штанг к массе столба жидкости.
Максимальной эта сила будет в том случае, если процесс
деформирования штанг закончится раньше, чем точка подвеса
штанг начнет достигаться с установившейся скоростью. Подста-
Таблица 8
Направление
движения
точки
подвеса штаиг
штаиг
Усилия в точке подвеса
труб
Вверх
Ршв — Lg (<?ш + <7ж) X
X (1 + mB) + L?b
Ртн — Lg (<7т 4’ ?к) X
X (1 — твйф) — LrH
Вниз
Рши — LgQui (1 — ^н.) LlK
Р-гв — Lg(qT 4- 9к 4- ?ж) X
X (1 4-	4- Ьгъ
Примечание:	<7Т — масса 1 м колонны штаиг и и асосно-ком прессорных труб;
<7Ж» ^к — масса I м столба жидкости иад плунжером скважинного насоса и кольцевого
столба жидкости, наличие которого обусловлено разницей внутренних диаметров НКТ
и цилиндра скважинного насоса; т и г — средняя интенсивность сил треиия. прило-
женных к колонне штаиг н НКТ; т—динамический фактор, определяемый как m=wlg,
w — ускорение движения точки подвеса колонны штаиг; L — глубина подвеса насоса:
в, н — индексы, соответствующие ходу точки подвеса штанг вверх и вниз.
209

вив полученное значение установившейся скорости штанг или
труб (см. табл. 6), получим силу. Л для штанг и труб:
n f г.	Г] I л Q	9ш9жРж/Рш
Pi = ТшЕ--------- 1+0,3--------------------- ,
L	4Ш (^Ж	?к) ^шРж^Рш _
где рж и рш — плотности жидкости и материала штанг, соответ-
ственно.
Проведя преобразования, получим максимальное усилие
при ходе штанг вверх:	/
Ртах - рж +	1 + mm&^kw j j + Pi.	(VII.24)
Аналогичным образом можно найти минимальную нагрузку.
Рис. VII. 11. Диаграмма усилий в точках подвеса штанг и труб
С учетом полученных зависимостей можно построить теоре-
тическую динамограмму усилий в точках подвеса штанг и труб.
Она будет представлять собой сумму диаграмм от статических
сил и дополнительных нагрузок, обусловленных колебатель-
ными процессами в колонне штанг и труб (рис. VII.11). Раз-
ности ординат точек В и D и соответствуют величине до-
полнительной нагрузки Pi, которая в зависимости от направле-
ния движения суммируется со статическими силами или вычи-
тается из них.
Характерной особенностью динамограммы установок с ги-
дроприводом является отсутствие поворота их по часовой
стрелке — как у балансирных станков-качалок, что обусловлено
наличием ярко выраженных участков с неустановившимся -и
установившимся движением.
§ 4. Уравновешивание установок с гидроприводом
Уравновешивание гидроприводных установок, как и устано-
вок с механическим приводом, необходимо для обеспечения
эксплуатации установки с двигателем минимально возможной
мощности.
Объемный гидропривод позволяют использовать в качестве
уравновешивающих устройств аккумуляторы различных типов.
Рассмотрим условия уравновешенности гидроприводных
установок основных типов. Расчет уравновешивания гидропри-
210

водных установок заключается в определений параметров урав-
новешивающего устройства (давления в аккумуляторе, мо-
мента инерции маховика и т. п.), при которых будет обеспечен
необходимый режим работы приводного двигателя.
Уравновешивание установок будем рассчитывать при усло-
вии постоянства мощности приводного двигателя при ходе
штанг вверх и вниз, что, как будет показано в дальнейшем, со-
ответствует условию минимума его мощности.
Поскольку в рассматриваемом гидроприводе применяются
насосы объемного действия с жесткой характеристикой — дав-
ление, развиваемое насосом, не зависит от подачи жидкости, то
в дальнейшем вместо рассмотрения мощности можно перейти
к давлению, развиваемому насосом. Эта величина будет про-
порциональна мощности.
Уравновешивание установок, с закрытой схемой
и пневматическим аккумулятором
При использовании пневматических аккумуляторов (см. рис.
VII.2) их объем выбирается таким, чтобы давление газа при
полном ходе поршня штангового цилиндра изменялось бы не
более чем на 5—10 %.
Уравнения, характеризующие условие равномерного движе-
ния поршня без учета сил трения и инерции штангового ци-
линдра вверх и вниз будут, соответственно, иметь вид
---~------— ЛРв + Pai
/шц
Рш [ А
—-----Г ЛРи — Рак>
(VI 1.25)
где (Лп+Ля)/Апц — давление в .нижней полости штангового ци-
линдра с эффективной площадью поршня /шц при ходе штанг
вверх; Лп/Апц — то же, при ходе штанг вниз; Дрв, Дрн— пере-
пад давления на насосе при ходе штанг вверх и вниз; рак —
давление газа в пневмоаккумуляторе, принимаемое постоянным
в течение времени двойного хода.
Сложим левые и правые части уравнений (VII.25), преоб-
разовав их, получим давление, которое надо создать в аккуму-
ляторе, чтобы обеспечить условие уравновешенности:
__ Рш + Рж/2
Рак —------------
/шц
(VI 1.26)
Полученное выражение по структуре сходно с выражением
для определения уравновешивающего груза балансирного
с।анка-качалки.
211

Уравновешивание установок с комбинированной схемой
и пневматическим аккумулятором
При равномерном движении вверх или вниз баланс сил, дейст-
вующих на шток установки (см. рис. VII.3), будет, соответст-
венно, иметь вид
Рш “Ь Рж = Psfuin + Pzv-F>
Рш “F Рн/шц = P&V.F,	(VI 1.27)
где fm4 — эффективная площадь поршня штангового цилиндра;
F — эффективная площадь поршня уравновешивающего ци-
линдра; рв, ри — давление, развиваемое насосом при ходе штанг
вверх или вниз.
Проведя преобразования аналогичные преобразованиям вы-
ражения (VII.26), получим
Рак = Рш +_Рж/2 .	(VII .28)
Это выражение, по своей структуре идентичное выражению
(VII.27), говорит о том, что тип гидросхемы (закрытая, комби-
нированная, открытая) не влияет на параметры уравновешива-
ющего устройства, а обеспечивает изменение условий работы
насоса. Так, в первом случае он работал с подпором на всасы-
вании, а во втором — без него. Это свойство различных схем
необходимо учитывать при выборе конструкции насоса при
проектировании установки.
Уравновешивание установок с инерционным приводом
При использовании в качестве уравновешивающего устройства
маховика (см. рис. VII.7) основным параметром, подлежащим
определению, является его момент инерции 7.
Работа, совершаемая двигателем при ходе штанг вверх, бу-
дет
и„ = 1(Рш + Рж)-иу,	(VII.29)
при ходе штанг вниз
Рн=Ру — Рш1,	(VII.30)
где Uy — работа, совершаемая маховиком за счет использова-
ния кинетической энергии, накапливаемой и отдаваемой за
один двойной ход.
Время хода штанг вверх и вниз с учетом коэффициента
асимметрии цикла a=tB/tR
tB = aTl(l+ а),	<н=77(1+а),
где Т — время двойного хода.
212

Средняя мощность двигателя при ходе штанг вверх и вниз
соответственно будет
U в   I (РМ 4~ Рж) Uy
tB	аТ/(а + 1)
Ц И   Ц у   Рж1
А	Т /(<* + 1)
(VII.31)
Исходя из условия уравновешенности NB=NB, найдем энер-
гоемкость уравновешивающего устройства, при котором уста-
новка будет уравновешена:
Uy = I [Рш + Рж/(1 + а)].
(VII.32)
В случае симметричного цикла работы установки, при tB=tn,
когда а=1, выражение в квадратных скобках будет Рш +
+ Рж/2, т. е. по своей структуре будет соответствовать полу-
ченным ранее.
Энергия U, поглощаемая или выделяемая маховиком, опре-
деляется работой, совершаемой им:
,,	> ®тгх ®п11п
U у-/ ----------- .
2
где «max, <Omin — максимальные и минимальные частоты вра-
щения маховика.
Используя полученные выражения, найдем момент инерции
маховика, необходимый для уравновешивания установки:
_ [Рш + Рж/(1 + в)] 2/
2	2
®тах ' Шт1п
(VI 1.33)
Уравновешивание установок с использованием колонны НКТ
в качестве уравновешивающего груза
Определим условие уравновешенности установок этого типа
(см. рис. VII.9) с учетом всех силовых факторов, действующих
в течение двойного хода.
Баланс сил, действующих на поршень штангового цилиндра,
будет
Рши4-Рн1-Ртв-^- = 0.
. Ртц
(VII.34)
Аналогично для поршня трубного цилиндра при ходе штанг
вверх
Ртн + РвР -- Ршв ТЦ ---- О-
/шц
(VI 1.35)
213

EEZk
Рис. VII. 12. Зависимость давления
жидкости, подаваемой силовым
насосом, от параметра уравнове-
шенности:
I — ход штанг вниз, II — ход штанг
вверх
где
Подставив в уравнения обоз-
начения
f/fuiu = V, /шц/^ТЦ^ф. f/F=k
(VII.36^
и преобразовав, получим выра-
жения для определения давле-
ния, подаваемого в верхние по-
лости штангового и трубного ци-
линдров:
Рв ” РUlnk/fшцМk-РтцЛ/^ШЦ V,
Рн — Р ТВ^ф/^ШЦ^У — Р Шн/ЛицЛ^.
(VII.37)
С учетом усилий, действую-
щих в точках подвеса штанг и
труб (см. табл. 8), после преоб-
разования получим (рис. VII. 12):
Рв — —-— Ci 4" кфСг с3,
рф
Ри — &фс4 + &фс5 “I" С6'
(VI 1.38)
	А7шц	- [<?ш + <?ж) (1 + mB) + TB/g],
с2 =	Pgk	lmB (<?T + 9k)] >
	Nfuiu.	
Сз =	Lgk	lrv/g (9т 4~9k)L
	WflBU	
с4 =	Pg	ffiH (<7т + <?k + <?«)>
	А/шЦ	
Q. =	Pg Nfrnv.	(?т + <?k + Qx + rB/g),
с6 =	Pg	[TH/g —(1 —
Л^шц
(VII.39)
Характеристикой уравновешивающего устройства в рас-
сматриваемых установках является параметр уравновешенно-
сти k. Изменение давлений рв и ря в зависимости от k иллюст-
рируется графиком (см. рис. VII.12).
Линии 1—3 соответствуют ходу штанг вверх, 4—6 — вниз,
линиями 2, 5 показаны зависимости для установившегося дви-
жения поршней, линиями 1, 4 — для ускоренного и замедлен-
ного— линиями 3, 6.
214

Из графиков следует, что с увеличением параметра уравно-
вешенности повышается давление, которое необходимо разви-
вать силовому насосу при ходе штанг вниз, и снижается давле-
ние, которое необходимо развивать при ходе штанг вверх.
Таким образом, для любой фазы движения точки подвеса
штанг давление определяется кривыми, построенными в соот-
ветствии с (VII.38) и (VII.39), причем в зависимости от дина-
мического фактора и характер изменения давления соответст-
вует одной из кривых каждого семейства.
Исходя из сформулированного ранее условия равновесия,
определим параметр уравновешенности k, при котором обеспе-
чивается равенство давлений рв и рн в одноименные фазы дви-
жения при ходе штанг вверх и вниз. При ходе вверх и вниз
давление рв должно быть равно давлению рн-
Необходимо отметить, что в частном случае, при примене-
нии схемы, приведенной на рис. VII.9, давление при неустано-
вившемся движении штанг вверх и вниз постоянно и определя-
ется настройкой переливного клапана ркл-
В общем виде условие равенства давления при неустано-
вившемся движении можно найти, приравняв правые части
уравнений (VII.38) и (VII.39). После преобразования получим
кубическое уравнение следующего вида:
Dk3 + A k2 + Bk' + С = О,	(VII .40)
где
А = <Дк 4~ 9т + 9к + Гв/g — q-ttnBk — qKmBk,
В = — 9ш + 9ш,пн 4" kq-t -f- kqB 4- TH/g — krH/g,
C — — 9ш (I 4- ^b) & — 9ж (I 4- mn) fe —
D = qxmH + 9TmH 4- qKmH.
Как следует из анализа полученного выражения, при уста-
новившемся движении точки подвеса штанг, т. е. при т=0,
уравнение (VII.40) превращается в обычное квадратное урав-
нение вида	 ~
A'k2 + B'k 4- С = 0,	(VI1.41)
коэффициенты которого
А' =	4  9т 4" 9к 4- гъ/gt
В' = — 9ш 4- ^9т 4- kqK 4- T„/g — krH/g,
С = —9ш& — 9ж& —Тв^/g-
Анализируя полученные зависимости, легко установить, что
параметр равновесия не зависит от глубины подвески насоса L,
а определяется во время любой фазы движения линейными
плотностями колонны штанг, труб кольцевого столба жидкости
и столба жидкости над плунжером скважинного насоса. При
пеустановившемся движении параметр равновесия зависит
также от значения т динамического фактора.
215

Таким образом, при соотношении длин ходов точек подвеса
штанг и труб равном значению параметра, полученного из
уравнения (VII.40), будет обеспечено условие уравновешен-
ности установки, т. е.
kp == ^ф,
где kp — параметр уравновешенности, полученный шз уравне-
ния (VII.40); Лф — фактический параметр уравновешенности,
характеризующий отношение длин ходов точки подвеса труб и
штанг на установке.
Таким образом, kp— параметр, характеризующий работу
внутрискважинного оборудования с точки зрения уравновешен-
ности, а кф—параметр, характеризующий работу наземной ча-
сти установки.
Значение kp обусловлено характеристиками элементов внут-
рискважинного оборудования — диаметрами колонны штанг,
труб, скважинного насоса и т. п.; Лф — соотношение длин ходов,
которое обеспечивается гидроприводом, оно зависит от соот-
ношения эффективных площадей поршней штангового и труб-
ного цилиндров. kp изменяется в течение двойного хода, напри-
мер, вследствие непостоянства значения т, а Лф постоянен. Та-
ким образом, в общем случае Ak отлично от нуля: k$—kp=Ak.
Значение Ak может быть отрицательным, положительным и
равным нулю.
Таким образом, установка будет уравновешена при условии
равенства расчетного и фактического параметров равновесия.
Необходимо отметить, что аналогичное увеличение или
уменьшение давления, развиваемого насосом при разгоне или
торможении штанг, будет происходить при использовании опи-
санных ранее способов уравновешивания.
Как указывалось, уравновешивание установки обусловлено
равенством фактического параметра уравновешенности расчет-
ному, вычисленному для режима установившегося движения
штанг и труб.
Для определения параметра k необходимо решить уравне-
ние (VII.41), положительный корень которого определяется по
формуле
kp =---------------[ — kq-t — kqK 4* qui 4-
2 (9т 4“ Qk 4“ ?jk)
4" (kq-t 4- кдк'— 9ui)2 4“. 4 (9т 4- 9k 4“ 9») (kqm 4" kqx) ]•	(VII .42)
Как следует из полученных зависимостей, условие равнове-
сия может быть обеспечено при соответствии отношения длин
ходов труб и штанг значению параметра уравновешенности kp,
являющегося функцией плотностей элементов внутрискважин-
ного оборудования и столба жидкости.
Уравновешенность установки может быть достигнута изме-
нением соотношения длин ходов точек подвеса, штанг и труб,
216

Т. е. Соотношением эффективных площадей поршней штангб-
вого и трубного цилиндров, либо изменением плотности элемен-
тов внутрискважинного оборудования.
§ 5. Мощность приводного двигателя установок
Мощность привода ШСНУ определяется, как это было пока-
зано в гл. VI, полезной работой, производимой установкой
в единицу времени, особенностями закона изменения усилия на
ведомом звене преобразующего механизма, к. п. д. наземной и
подземной части установки.
Полезная мощность, затрачиваемая непосредственно на со-
вершение полезной работы, определяется произведением Q^H
(где QH — подача скважинного насоса, Н— высота подъема
пластовой жидкости) и не зависит от типа привода.
При гидравлическом приводе штанговых скважинных насо-
сов мощность приводного двигателя можно определить как
У =—! Qp,	(VII.43)
Vln
где т)п, г]н — к. л. д. подземной и наземной частей установки;
Q — подача силового насоса гидропривода; р — давление, раз-
виваемое силовым насосом (или перепад давления на насосе),
для совершения полезной работы по подъему пластовой жид-
кости.
Подача силового насоса Q определяется требуемым чис-
лом двойных ходов в минуту точки подвеса штанг, геометриче-
скими размерами силового органа и особенностями закона дви-
жения точки подвеса штанг:
Q — йиц/2п (t)q 4-1),
где /Шц — площадь эффективного поперечного сечения поршня
штангового цилиндра; I — длина хода поршня (равная длине
хода точки подвеса штанг); п — число двойных ходов в минуту;
гщ — коэффициент, характеризующий отношение объема жид-
кости Q, протекшей через различные аппараты, например пере-
ливной клапан, в бак к объему, направленному в цилиндр в те-
чение одного двойного хода.
Определим давление, развиваемое силовым насосом, в ус-
тановках различных типов при условии их полного уравнове-
шивания, т. е. при Рв=Рн в периоды установившегося движения.
Установка с закрытой схемой и пневматиче-
ским аккумулятором (см. рис. VII.2).
Перепад давления на силовом насосе Др=Дрв=Лрн можно
определить по (VII.25). Вычтя из первого уравнения второе,
получим
Др = Рж/2/шц-
(VI 1.44)
217

Отсюда следует, что давление, необходимое Для совершения
полезной работы, определяется весом половины столба жид-
кости, находящейся над плунжером скважинного насоса.
Установка с комбинированной схемой и пнев-
матическим аккумулятором (см. рис. VII.3) требует
для совершения полезной работы давление, определяемое ана-
логичным приемом: из первого уравнения (VII.27) необходимо
вычесть второе. Ответ будет идентичен выражению (VII.44)
Р = Рж/2/шц-
В установках с инерционным приводом (см. рис. VII.7) дав-
ление, развиваемое силовым насосом при ходе штанг вверх
(при ходе штанг вниз он работает в режиме мотора), будет оп-
ределяться так
р   РШ + Рж
(VI 1.45)
(ши
Мощность двигателя, расходуемую на совершение полезной
работы, можно найти, исходя из условия уравновешенности
VB=MH. Для этого сложим левые и правые части уравнений
(VII.31). При а=1 получим
Nn=P»dltu-	(VII.46)
т. е. средняя мощность, расходуемая на совершение полезной
работы за время двойного хода, определяется отношением по-
лезной работы по подъему столба жидкости Р№ на длину хода
штанг к времени двойного хода /ц.
Установки с использованием колонны НКТ
в качестве уравновешивающего груза.
Давление силового насоса можно определить по (VII.37).
Воспользовавшись табл. 8, учитывая только значения уси-
лий, обусловленных весом труб, штанг и жидкости, после сло-
жения левых и правых частей получим
р   Рж (I 4~ ^ф) k ~ Р Ж
2^шц
(VI 1.47)
Как следует из приведенных расчетов, определение давле-
ния, необходимого для совершения полезной работы, не пред-
ставляет сложности.
Для установок с иными, отличающимися гидросхемами р
можно найти по приведенной методике.
Сложнее рассчитать к. п. д. привода, который определяется
не только прямыми потерями энергии, обусловленными, напри-
мер, трением, но и расходом энергии при работе переливного
клапана и т. п.
Рассмотрим этот вопрос на примере установки с уравнове-
шиванием нкт.
Определим давление жидкости, подаваемой силовым насо-
218

сом, при условии уравновешенности установки. Сложив левые
и правые части уравнений (VII.38) и (VII.39), предварительно
подставив в них постоянные С,—С6, после упрощения и приве-
дения подобных получим следующую зависимость:
Р =------7---— [рш (тв + ™н) + Рж 0 + «в + Ч +	+
/V /шц (Л 4- k)
+ Тв + Тн + k2PT (mR + m„) +	(mB + ти) + k (R„ + /?в)].
(VII.48)
Обозначим р=п2рполез, где коэффициент, учитываю-
щий сумму потерь в приводе.
Коэффициент можно определить, разделив левую и пра-
вую части выражения (VII.48) и (VII.47):
пх = —----k---------Г-^— (тв _р ти) + 1 -р (тв + -р &ф) +
(Лф -р k ) (1 -р Лф) L <7ж
+	+-у-*1 <"+О+Г <"•++
?ж£Г	?ж	?ж	?ж J
Этот коэффициент характеризует потери давления рабочей
жидкости, подаваемой при работе установки.
Окончательно давление рабочей жидкости, подаваемой си-
ловым насосом, можно выразить следующим образом:
р = Рполез (1 + «дни + птр) пдл,	(VII.49)
'Пп'Си
где
п = (т + т ) Г— + ( fr + fr Л] + m -р ft. 4- k2.m„,
ПНИ V в “ HJ I ‘ Ф I „ /I в » ф i ф и*
L уж	\ уж / J
(VI 1.50)
птр = т-в+т" _р Гв + Гн -йф,	(VII.51)
<7жЯ	<?ж4Г
Пдй — коэффициент, характе-
ризующий степень уравнове-
шенности установки. При пол-
ном уравновешивании уста-
новки пДА= 1.
В течение времени двой-
ного хода давление, развивае-
мое силовым насосом, изме-
няется (рис. VII. 13): в на-
чале хода штанг вверх оно
больше, поскольку происхо-
дит разгон движущихся ча-
стей установки. Влияние не-
установившегося движения
учитывается коэффициентом
Идин (формула (VII.50)).
Рис. V 11.13. Изменение давления
жидкости, подаваемой силовым насо-
сом в течение двойного хода штанг:
1 — сРедиее давление; 2—.изменение дав-
ления в течение двойного хода
219

При установившемся движении поршней давление насоса
выше р из-за наличия сил трения как в наземной, так и в под-
земной частях установки — они учитываются коэффициентом
итр. (Формула (VIL51)), При торможении штанг давление
уменьшается, так как ускорение отрицательное и усилие в точке
подвеса штанг уменьшается.
Изменение давления в течение одного цикла работы уста-
новки обусловливает неравномерность загрузки двигателя, по-
этому мощность может быть определена следующим образом:
N =-----— Q ]/ 4“ Р2 <0 dt ’
ЛиЯдв Г *ц о
(VII.52)
где т]н —к. п. д. силового насоса; т]дв —к. п. д. двигателя; Q —
подача силового насоса гидропривода; /ц— продолжительность
двойного хода.
После подстановки в (VII.52) полученных ранее зависимо-
стей и упрощения получим формулу для определения мощности
двигателя:
Q	Й
N =----------Lq-xg —------пдЛ X
^и’Пдп	/шц
xV(H" птр 4“ Л дин)2 И 4“ (1 Ятр)2 Р (1 -|- птр Л дин)2 У > (VII.53)
где а, р, у — соответственно доля времени движения точки под-
веса штанг с ускорением, замедлением, а также доля устано-
вившегося движения в общем балансе времени двойного хода.
й = (1 4-йф) k/N(k^ + k).
§ 6.	Расчет и конструирование гидроприводных
установок
Конструирование гидроприводных установок состоит из опреде-
ления:
требований к параметрическому ряду установок и построе-
ния самого ряда,.
основных принципов функционирования элементов или бло-
ков каждой установки и построения схем каждого типоразмера
установки параметрического ряда,
рациональной компоновки элементов установок;
характеристик основных блоков установок, в соответствии
с параметрами данного типоразмера,
а также гидравлического и прочностного расчета и констру-
ирования блоков установки в соответствии с требуемыми харак-
теристиками и установки в сборе.
Рассмотрим каждый этап.
220

1.	При формулировке требований к параметрическому ряду
установок исходят из технико-экономического обоснования ра-
циональной области использования типоразмеров с уточнением
минимальных и максимальных дебитов, глубины подвесок сква-
жинных насосов, ориентировочных расходов на подъем 1 м3
жидкости на поверхность, металлоемкости типоразмеров и др.
показателей, что позволяет определить число необходимых ти-
поразмеров и их главные параметры. В качестве критерия при
определении этих значений можно принять минимум стоимости
установок всего .параметрического ряда с учетом фонда сква-
жин, эксплуатация которых должна обеспечиваться типораз-
мерами ряда.
2.	Определение основных принципов функционирования эле-
ментов или блоков установки проводится с учетом большего
числа факторов. К общим характеристикам установки добавля-
ются также особенности обслуживания установок, их транспор-
тировки к месту эксплуатации, особенности технологии мон-
тажа на устье скважины. При этом, исходя из опыта эксплуа-
тации установок с различными типами уравновешивающих
устройств и силовых органов, определяют те основные принципы
функционирования каждого блока, которые в конкретных гра-
ничных условиях работы типоразмера будут оптимальными.
Так, например, при поиске схемы, обеспечивающей наимень-
шую металлоемкость, целесообразно использовать эмпириче-
скую зависимость массы установки с ее основными парамет-
рами— длиной хода и максимальным усилием в точке подвеса
штанг:
Q = aLm+ рр,
где а, р, т — коэффициенты, характеризующие конструктивные
параметры, свойственные данной схеме установки: а характе-
ризует массу привода установки, приходящуюся на 1 м длины
хода устьевого штока; р— отношение массы уравновешиваю-
щего устройства к максимальной нагрузке в точке подвеса
штанг; т обусловлен особенностями кинематической схемы.
Для балансирных станков-качалок /п=1,8—2,4, для длиннохо-
довых безбалансирных т=\—1,05.
3.	Определение рациональной компоновки блоков должно
обеспечить минимальные габариты установки в целом, особенно
по вертикали, возможность доступа к необходимым ее деталям
и узлам для осмотра, регулировки или замены в условиях про-
мысла. При компоновке установки необходимо учитывать воз-
действие внешних факторов не только при ее работе, но и при
транспортировке, монтаже и хранении. Как обычно, рациональ-
ное решение этой задачи возможно лишь в случае оптималь-
ной увязки всех задач, составляющих главную — конечную,
т. е. компоновку всех блоков в установку.
Так, например, с точки зрения вертикального габарита це-
лесообразно использование варианта взаиморасположения
221

Рис. VI 1.14. Изменение основных па-
раметров гидропривода в зависимости
от диаметра поршня штангового ци-
линдра:
давление, развиваемое силовым
насосом; Q^f(D^) подача жидкости сило-
вым насосом;	долговечность уп-
лотнений штангового цилиндра; —
диаметр поршня штангового цилиндра
цилиндра силового органа и
уравновешивающего устрой-
ства, приведенное на рис.
VII.9, позволяющее при оди-
наковой длине хода выпол-
нять конструкцию установок
с уменьшением вертикального
габарита на 25—30 %, а при
использовании общего устье-
вого и силового штока штан-
гового цилиндра — на 30—
35 %.
При определении схемы
конструкций, параметров
уравновешивающего устрой-
ства, блока привода, необхо-
димо учитывать требования
унификации отдельных дета-
лей и узлов. Целесообразно
в пределах наибольшего числа
типоразмеров ряда установок
обеспечить взаимозаменяе-
мость прежде всего сменных
изнашивающихся деталей —
поршней, уплотнений штоков,
уплотнений неподвижных сое-
динений, а также предельно возможного числа деталей изделий.
4.	Расчет и конструирование главных узлов установки про-
водится на основе окончательно принятых их параметров и ха-
рактеристик. Он включает в себя выполнение гидравлических
и прочностных расчетов, определение размеров отдельных де-
талей, входящих в узлы, при которых будет обеспечена «внеш-
няя» их характеристика.
Прочностные и гидравлические расчеты деталей типа ци-
линдров, штоков, крышек цилиндров и их резьбовых соедине-
ний проводятся по методикам, достаточно подробно описанным
в курсах «Детали машин» и «Объемный гидропривод» и поэ-
тому в данном учебнике не рассматриваются.
Специфичными являются расчеты по определению длин хо-
дов поршней цилиндров и их диаметров.
Определение диаметральных размеров блока
штангового цилиндра
Эффективная площадь поршня соответствует диаметру поршня
штангового цилиндра и определяется прежде всего подачей си-
лового насоса, заданной -долговечностью уплотнения поршня,
при данной грузоподъемности установки. Следует иметь в виду,
что в установках с уравновешиванием колонной НКТ давление
222

жидкости, подаваемой силовым насосом при открытой схеме
гидропривода, не зависит однозначно от .нагрузки в точке под-
веса штанг установки, а давление жидкости, воспринимаемое
уплотнением поршня, т. е. в подпоршневой полости цилиндра,
полностью зависит от нее. Минимальное давление жидкости,
подаваемой силовым насосом, ограничено максимальной его
подачей Qmax (рис. VII.14). Связь между диаметром поршня
Оц (без учета площади штока) и подачей силового насоса Q,
длиной хода устьевого штока / и числом двойных ходов п при-
ближенно можно выразить как
Ограничивающий фактор здесь — подача силового насоса
Q, которая в настоящее время для насосов массового выпуска
при приемлемых к. п. д. не превышает 300 л/мин. Таким обра-
зом, Q ограничивает расчетный диаметр снизу, а сверху оно ог-
раничивается давлением, при котором уплотнение поршня обе-
спечивает заданную долговечность, т. е. в конечном счете меж-
ремонтный период установки.
Взаимосвязь рабочего давления р и долговечности уплотне-
ния t характеризуется зависимостью
t = Ср-3,
где С — константа, зависящая от типа уплотнения и его конст-
руктивных особенностей.
Тогда с учетом усилия в точке подвеса штанг диаметр
поршня приближенно можно определить как
Вц =/\/—та- •
V я[р]
Таким образом, минимальный диаметр поршня определя-
ется допустимым давлением, при котором обеспечивается не-
обходимая долговечность. Тогда, диаметры поршней штанго-
вых цилиндров в зависимости от грузоподъемности типоразме-
ров установок конкретного параметрического ряда, состоящего,
например, из 4 типоразмеров, для обеспечения равных долго-
вечностей установок должны быть следующими:
Максимальное усилие на устьевом што-
ке, кН ........................ 30	60	80 100
Диаметр поршня, мм ............ 60	80	90	105
Таким образом, если за исходную величину взять усилие на
устьевом штоке, то число цилиндровых групп, а следовательно,
и аппаратов и коммуникаций должно соответствовать числу
типоразмеров установок, для чего было бы необходимо иметь
их по 4 размера.
223

Используя следующий принцип унификаций: число унифи-
цированных запасных частей для всех установок ряда должно
быть меньше или равно числу запасных частей специализиро-
ванных для каждого размера установки в пределах ряда,
а трудоемкость ремонтов установок при введении унифициро-
ванных запасных частей не должна увеличиваться по сравне-
нию с использованием неунифицированных деталей, можно оп-
ределить рациональный диаметр поршня цилиндра для всех
типоразмеров.
Для гидроприводных установок
/	/ з _	\
оц>1/ — (—-Ншт) ,
У як [р] 4,64	7	' *
где /шт — площадь поперечного сечения штока, определенная
исходя из условий прочности при максимальном усилии на
устьевом штоке для всех установок ряда.
Значение 0 определяется исходя из существующего факти-
ческого распределения установок W/ различных типов или по
данным имеющегося прогноза на ближайшие годы.
При условии нормального распределения грузоподъемно-
стей установок G можно определить по выражению
п__гь гр пр is Г ЮОЛх Г (₽* Pep)2 1)
и — [Ку (г maxJJTmax J <	exp I —--------I i.
( о -у 2 л	L 2о JJ
При выполнении всех типоразмеров установок со штанго-
выми цилиндрами одного унифицированного диаметра можно
получить приемлемую разницу в их долговечностях, т. е. в меж-
ремонтных сроках работы этого узла в установках.
Определение линейных размеров силовых цилиндров
Как было показано, длины хода поршней штангового и труб-
ного цилиндров связаны с паспортной длиной хода штанг отно-
сительно труб следующим образом:
. Лфб	.	б
Т fy> + 1 ’	“ ~ *ф+ 1 '
Следовательно, для какой-либо установки при одной и той
же паспортной длине хода штанг относительно труб, но различ-
ных параметрах уравновешенности лф абсолютные длины хода
штанг и труб различны. Но так как установка должна обеспе-
чивать паспортную длину хода при изменении параметра рав-
новесия в диапазоне от femin до kmax, то длины ходов поршней
следует выбирать с некоторым запасом. Максимальная длина
хода поршня должна обеспечить суммарную паспортную длину
хода во всем заданном диапазоне изменений параметра равно-
224

весия. Для штангового цилиндра максимальная длина хода
соответствует минимальному параметру равновесия, а для
трубного цилиндра — максимальному.
Зависимость длины хода от вертикального габарита уста-
новки характеризуется коэффициентом запаса хода, определя-
емого отношением максимально возможного относительного
хода штанг к паспортному значению, т. е.
д Г-max	1	। &тах
L Лт|п + 1 ^тах + 1
Коэффициент запаса хода Д— функция диапазона измене-
ния параметра равновесия, т. е. ftmin и Лтах- Необходимость
обеспечения паспортной длины хода во всем теоретически воз-
можном диапазоне изменения параметра равновесия от 0,1 до
1 увеличивает максимальную длину хода в 1,41 раза, что ведет
к соответствующему изменению габаритов и массы установки.
Поэтому при проектировании установки целесообразно исхо-
дить из фактического диапазона изменения параметра уравно-
вешенности, а если установка проектируется для использова-
ния в конкретном районе, то можно еще более уменьшить диа-
пазон изменения k, учитывая местные традиции и перспективы
развития (в зависимости от номенклатуры применяемых труб,
штанг, насосов).
Таким образом, длина хода поршня штангового и трубного
цилиндров при заданном диапазоне изменения параметра рав-
новесия Zimin ^max должны определяться по формулам
1 + £min ___	1 + ^max
где A=f(£min, £max)—коэффициент запаса хода.
Относительно большая высота гидроприводных установок
при малых поперечных сечениях обусловливает необходимость
обеспечения достаточной их прочности как в вертикальном, т. е.
смонтированном на устье скважины положений, так и при тран-
спортировке и такелажных работах, т. е. в горизонтальном по-
ложении.
В первом случае конструкция должна обеспечивать необхо-
димую устойчивость и несущую способность, соответствующую
грузоподъемности установки, что в свою очередь должно обес-
печиваться устойчивостью и прочностью всех ее элементов,
включая раму, стыки, крепеж.
Во втором случае конструкция должна иметь необходимую
прочность и жесткость установки, находящейся в горизонталь-
ном положении с опорами на транспортные или такелажные
устройства, т. е. в положении, когда установка подвергается
изгибу под действием ее веса.
8 Заказ № 416
225

Глава VIII
БЕСШТАНГОВЫЕ ГИДРОПОРШНЕВЫЁ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Способ передачи энергии от первичного наземного двигателя
к скважинному насосу, откачивающему пластовую жидкость,
оказывает решающее влияние как на основные показатели уста-
новки, так и на ее конструкцию и компоновку.
Одним из основных недостатков рассмотренных ранее штан-
говых скважинных насосных установок является использование
Продуктовый пласт
Рис. VIII. 1. Структурная схема ГПНА:
/ — передача энергии с помощью механизмов; 2—передача энергии жидкостью
для привода скважинного насоса колонны штанг — элемента
с относительно низкой прочностью, малой жесткостью, малой
износо- и коррозионной стойкостью и со значительным собствен-
ным весом. Эти недостатки не позволяют эксплуатировать
ШСНУ в глубоких, искривленных скважинах.
Для эксплуатации подобных скважин насосами объемного
действия (рис. VIII.1) его привод — объемный гидродвигатель
возвратно-поступательного действия устанавливают в непосред-
ственной близости от скважинного насоса.
Гидродвигатель в действие приводится потоком рабочей жид-
кости, закачиваемой силовым насосом, расположенным на по-
верхности. Пластовая жидкость поднимается по колонне труб на
поверхность, где часть ее используется для закачки силовым на-
сосом обратно в скважину, а часть направляется в промысло-
вый коллектор.
226

Конструктивно гидропоршневая насосная установка (ГПНУ)
представляет собой: скважинный насос и гидродвигатель, объ-
единенные в один агрегат — гидропоршневой погружной насос-
ный агрегат (ГПНА), колонны насосно-компрессорных труб,
блок подготовки рабочей жидкости и насосный блок.
Назначение этих элементов: насосный блок преобразует энер-
гию приводного двигателя (электродвигатель или ДВС) в ме-
ханическую энергию потока рабочей жидкости, гидропоршневой
погружной насосный агрегат преобразует энергию рабочей жид-
кости в энергию откачиваемой пластовой жидкости, система ко-
лонн НКТ является каналами для рабочей и пластовой жидко-
стей, а блок подготовки рабочей жидкости служит для очистки
пластовой жидкости от газа, песка и воды перед использова-
нием ее в качестве рабочей в силовом насосе.
Гидропоршневые установки позволяют эксплуатировать
скважины с динамическим уровнем до 4500 м, с максимальным
дебитом до 1200 м3/сут при высоком содержании в пластовой
жидкости воды (до 98 %), песка (до 2 %) и агрессивных компо-
нентов.
§ 1. Основные схемы гидропоршневых насосных
установок
Гидропоршневые насосные установки различаются:
по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидко-
сти (открытая или закрытая);
по принципу действия скважинного насоса (одинарного,
двойного действия или дифференциальный);
по принципу работы гидродвигателя (дифференциального
или двойного действия);
по способу спуска погружного агрегата (спускаемые на ко-
лонне НКТ — фиксированные или свободные — сбрасываемые
в скважину);
по числу ГПНА, обслуживаемых одной наземной установкой
(индивидуальные или групповые).
Рассмотрим основные особенности установок.
Тип принципиальной схемы циркуляции рабочей
жидкости предопределяет способ возврата рабочей жидкости на
поверхность. В установках с закрытой схемой жидкость после
совершения ею. полезной работы из гидродвигателя по отдель-
ному каналу поднимается на поверхность. Продукция пласта,
выходящая из скважинного насоса, поднимается по своему от-
дельному каналу.
В установках с открытой схемой жидкость, выйдя из гидро-
двигателя, смешивается с жидкостью, выходящей из скважин-
ного насоса, и поднимается на поверхность по общему каналу.
Недостатком первой схемы является большая металлоем-
кость, поскольку от устья к погружному агрегату необходимо
спустить три герметичных трубопровода: для подачи рабочей
8*
227

жидкости к агрегату, для ее отвода и для подъема пластовой
жидкости. Достоинством этой схемы являются незначительные
потери рабочей жидкости, определяемые только лишь утечками
из системы привода. Следует заметить, что производительность
системы подготовки рабочей жидкости всей установки в значи-
тельной степени зависит от качества подготовки рабочей жид-
кости.
Установки с открытой схемой обладают меньшей металлоем-
костью, так как предполагают каналы только для двух потоков
жидкости — сверху вниз — рабочей, а снизу вверх — смеси ра-
бочей и пластовой жидкости. Соответственно проще и оборудо-
вание устья. Недостатком этой системы является необходимость
Рис. VIII.2. Принципиальные схемы гидропоршпевых насосных установок
обработки большого количества рабочей жидкости, что требует
применения сложных и высокопроизводительных систем для ее
подготовки.
Принципиальные схемы установок обоих типов приведены на
рис. VIII.2. В каждой из них двигатель 1 приводит в действие
силовой насос 2, который по колонне труб 3 подает рабочую
жидкость к двигателю 4 гидропоршневого агрегата (ГПНА).
Скважинный насос 5 ГПНА, приводимый в действие двигателем
4 забирает пластовую жидкость из скважины и по колонне труб
6 направляет ее вверх. В установке с открытой схемой рабочая
жидкость из мотора поднимается на поверхность по колонне
труб 6, а в установке с закрытой схемой — по отдельной ко-
лонне 7.
В установке с открытой схемой смесь пластовой и рабочей
жидкости из колонны 6 направляется в устройство подготовки
рабочей жидкости 8, из которого очищенная нефть по трубопро-
воду 9 поступает на прием силового насоса 2, а остальная часть
потока вместе с отдельными примесями направляется в сбор-
ный промысловый коллектор.
В установке с закрытой схемой рабочая жидкость возвраща-
ется в буферную емкость устройства подготовки 8, откуда тру-
бопроводом 9 направляется на прием силового насоса 2. Пла-
стовая жидкость из колонны 7 отводится в сборный промысло-
228

вый коллектор, а не-
большая часть жид-
кости (1—2%) по
трубопроводу 10 на-
правляется в устрой-
ство подготовки 8 для
компенсации потерь
рабочей жидкости.
По принципу
действия сква-
жинного насоса
ГПНА существующие
конструкции можно
разделить на группы
с насосами одинарного
(рис. VIII.3, а), двой-
ного (рис. VIII,3. б)
и дифференциального
действия(рис.УШ.З, в).
В агрегатах оди-
Рис. VIII.3. Схемы насосов погружных агре-
гатов
парного действия шток с двумя поршнями совершает возвратно-
поступательное движение в результате попеременной подачи
жидкости из напорного трубопровода то в полость 3, то 4. Жид-
кость подается золотниковым устройством. В результате в на-
сосе одинарного действия при ходе поршня вверх пластовая
жидкость попадает через всасывающий клапан 1 в полость 6,
а при ходе поршня вниз вытесняется через нагнетательный кла-
пан 2 в напорный трубопровод. Клапаны 1 и 2 самодействую-
ющие, обычно шарикового типа.
Полость 5 соединена с затрубным пространством с помощью
отверстия, и при перемещении поршня вверх и вниз жидкость
может свободно циркулировать.
В агрегатах двойного действия при перемещении поршня на-
соса вверх пластовая жидкость попадает через клапан 1 в по-
лость и вытесняется из полости 5 через клапан 2.
При ходе поршня вниз пластовая жидкость вытесняется из
полости 6 через клапан 2 и поступает в полость 5 через кла-
пан 1.
Таким образом, при каждом ходе поршня жидкость пода-
ется в напорный трубопровод.
В агрегатах с насосом дифференциального действия поршень
насоса выполнен сквозным с расположенным в нем нагнета-
тельным клапаном 2. При ходе поршня вниз всасывающий кла-
пан 1 закрыт, из полостей 5 и 6 в напорный трубопровод вытес-
няется объем жидкости, равный объему штока, находящегося
в полостях, при ходе поршня вверх нагнетательный клапан 2
закрыт, а всасывающий 1 открыт. В результате пластовая жид-
кость вытесняется из полости 5 в напорный трубопровод и по-
ступает в полость 6.
229

S	Рис. УШ.4. Схема гидравлического
двигателя двойного действия
а
внутренними
Соотношение объемов пла-
стовой жидкости, вытесняе-
мой в напорный трубопровод
при ходе вверх и вниз, будет
определяться соотношением
площадей поперечного сече-
ния поршня и штока насоса.
По принципу дей-
ствия гидродвпга-
теля ГПНА различаются
дифференциального или двой-
ного действия. Рассмотрим
конструкцию и работу на при-
мере гидродвигателя двой-
ного действия (рис. VIII.4).
Он представляет собой кор-
пус 1, в котором располо-
жены цилиндр 4 с поршнем 5
и штоком 6, главный золот-
ник 2 и управляющие им верх-
ний <3 и нижний клапаны.
Нижний клапан включает
в себя кольцевые канавки f
и g и канавку е на штоке 6.
Все эти элементы соединены
. Шток гидродвигателя является одно-
временно штоком скважинного насоса, размещенного ниже
и представляющего вместе с гидродвигателем единое целое —
гидропоршневой погружной насосный агрегат (ГПНА).
Двигатель работает следующим образом: рабочая жидкость,
поступающая сверху непрерывным потоком, попадает во внут-
реннюю полость агрегата через отверстия в верхней части кор-
пуса.
Ход поршня вверх (рис. VIII.4,а). Главный золотник 2
занимает нижнее положение, и рабочая жидкость по внутрен-
ним каналам направляется из полости а в нижнюю полость ци-
линдра d, поршень 5 которого вместе со штоком перемещается
вверх. (Направление потока рабочей жидкости под давлением
показано сплошными стрелками). В это время шток верхнего
клапана 3 находится в нижием положении, так как на него
сверху действует усилие, обусловленное перепадом давлений
между внутренней полостью а и верхней полостью цилиндра с,
а также усилие возвратной пружины.
Отработавшая рабочая жидкость из верхней полости ци-
линдра вытесняется через золотник (направление потока отра-
230

ботавшей жидкости показано пунктирными Линиями) в За-
трубное пространство.
При подходе поршня к верхнему положению скорость его
движения уменьшается благодаря работе демпфера — кониче-
ского выступа на поршне 5 и отверстия в корпусе. Одновре-
менно поршень перемещает вверх шток верхнего клапана, в ре-
зультате чего благодаря канавке на штоке полость а сообща-
ется с полостью Ь. Так как площадь верхнего торца золотника
меньше площади нижнего, то главный золотник 2 под действием
разности сил, обусловленных давлением рабочей жидкости на
его торцы, перемещается вверх.
В результате перемещения главного золотника 2 вверх ка-
нал, подающий рабочую жидкость под поршень цилиндра, за-
крывается и поршень останавливается, одновременно с этим
главный золотник соединяет подпоршневой объем d с затруб-
ным пространством, а верхнюю полость с — с полостью а.
Ход поршня вниз (см. рис. VIII.4,б). Рабочая жидкость
из полосой а направляется в верхнюю полость цилиндра с и пе-
ремещает его поршень вниз. Одновременно перемещается вниз
верхний пилот 3, достигнув своего нижнего положения, он за-
крывает канал, связывающий полость а с нижней полостью зо-
лотника. Золотник, находящийся в нижнем положении, соеди-
няет верхнюю полость цилиндра с с нижней полостью золот-
ника Ь, благодаря чему он остается в верхнем положении до
тех пор, пока поршень, подходя к своему нижнему положению,
не начнет замедлять свою скорость благодаря работе нижнего
демпфера. Канавка ё на штоке поршня не соединит кольцевые
канавки f и g.
В результате соединения канавок fug нижняя полость зо-
лотника b будет соединена с затрубным пространством, и золот-
ник переместится вниз под действием давления, воздействую-
щего на него сверху.
При этом канал, подающий жидкость в верхнюю полость ци-
линдра, будет перекрыт, подпоршневой объем цилиндра d соеди-
нится с полостью а, а верхняя полость с с затрубьем.
Далее начинается ход поршня вверх, и цикл работы двига-
теля повторяется. При перемещении штока вверх — вниз осуще-
ствляется привод в действие скважинного насоса, работа кото-
рого была рассмотрена ранее.
По способу спуска ГПНА различаются: агрегаты, спус-
каемые на колонне насосно-компрессорных труб (аналогично
трубному скважинному насосу), фиксированные и так называе-
мые свободные агрегаты. Первые жестко соединяются с колон-
ной, и для их лодъема необходимо поднять НКТ, что сопряжено
с большой затратой сил и времени бригады подземного ре-
монта, вторые снабжаются специальным уплотнением и замком
и поднимаются или опускаются посредством рабочей жидкости,
направление которой изменяется в зависимости от необходи-
мого направления движения агрегата. Для монтажа свободных
231

агрегатов в нижней части труб устанавливается специальной
седло, а на устье — ловитель и специальная обвязка, позволяю-
щая изменять направления потоков в колоннах насосно-ком-
прессорных труб.
Для спуска агрегата колонны труб заполняются жидкостью,
после чего спускается агрегат, который под действием потока
жидкости, подаваемой силовым насосом, опускается, устанавли-
вается на седле и фиксируется замком. После его установки по-
ток жидкости начинает проходить через агрегат, и последний
откачивает пластовую жидкость. Время спуска агрегата на
седло, момент его установки и начало работы контролируются
по показаниям манометра, установленного на нагнетательном
патрубке силового насоса.
Для подъема агрегата направление потоков жидкости в ко-
лоннах труб изменяется на противоположное посредством пе-
реключения четырехходового крана. При этом давление жидко-
сти, действующее на агрегат снизу, создает усилие, направлен-
ное вверх, которое извлекает агрегат из замка и перемещает его
вверх к устью скважины.
Агрегат после достижения им устья захватывается специаль-
ным ловителем. При этом силовой насос, подающий рабочую
жидкость, автоматически отключается, и операция заканчива-
ется. Момент выпрессовки агрегата из замка и время подъема
его на поверхность контролируются манометром.
Помимо перечисленных отличительных признаков установки
отличаются конструктивным исполнением и взаимным располо-
жением каналов для подвода и отвода жидкости от ГПНА.
В качестве каналов могут использоваться специальные колонны
НКТ либо внутренняя полость эксплуатационной колонны, а от-
носительно друг друга колонны могут располагаться концен-
трично или же параллельно. В зависимости от типа гидравличе-
ской схемы установки и типа применяемого ГПНА конструкции
нижней части внутрискважинного оборудования могут быть раз-
личными.
При использовании открытой гидравлической схемы приме-
няют следующие варианты конструкций (рис. VIII.5).
Фиксированный ГПНА с двумя концентрично расположен-
ными колоннами труб (рис. VIII.5, а). В этом случае ГПНА 4
спускается на центральной колонне труб /, а его нижняя часть
с уплотнением устанавливается на опорном конусе 5, который
укреплен на колонне НКТ 2 большого диаметра. Рабочая жид-
кость подводится к гидродвигателю по центральной колонне
НКТ /, а пластовая жидкость в смеси с рабочей отводится по
концентричному каналу, образованному колоннами НКТ
1 и 2.
Фиксированной ГПНА (рис. VIII.5, б) с одной колонной
НКТ. ГПНА опускается на колонне НКТ 1 и устанавливается
нижней частью на пакере 6, расположенном в эксплуатационной
колонне 3.

Как и в предыдущей схеме, рабочая жидкость подводится
по центральной НКТ 1, а поднимается по кольцевому каналу
между НКТ 1 и эксплуатационной колонной 3.
Свободный ГПНА с двумя параллельными колоннами НКТ
(рис. VIII.5,в). Агрегат 8 спускается в скважину по НКТ боль-
шого диаметра 1, по которой к нему подводится рабочая жид-
кость и в нижней части которой установлены седло с замком и
Рис. VIII.5. Оборудования скважин ГПНУ с открытой схемой циркуляции
рабочей жидкости
обратный клапан 10. Параллельная колонна труб 2 служит для
подъема смеси пластовой и рабочей жидкостей.
Свободный ГПНА с одной колонной НКТ (рис. VIIL5,г).
Агрегат 8 располагается в колонне НКТ 1, в нижней части 9 ко-
торой установлены седло с замком и обратный клапан 10. Хво-
стовик колонны фиксируется в отверстии пакера 7, установлен-
ного в эксплуатационной колонне 3. Потоки жидкостей анало-
гичны потокам схемы (рис. VIII.5, б).
При подъеме свободного агрегата в схеме виг поток жидко-
сти в канале, служащем для подъема пластовой жидкости, из-
меняется на противоположный, обратный клапан 10 закрыва-
ется, и агрегат 8 перемещается вверх.
233

Сопоставление приведенных схем показывает, что с точки
зрения металлоемкости наилучшими показателями обладают
схемы с применением одной колонны НКТ и пакера. Эти же
схемы позволяют обеспечить максимальный отбор жидкости из
скважины, поскольку гидравлическое сопротивление каналов
для подвода и отвода жидкости минимальное, а в схеме (см.
рис. VIII.5, б) к тому же радиальные габаритные размеры огра-
ничены только лишь внутренним диаметром эксплуатационной
скважины.	х
Рис. VIII.6. Оборудования скважин ГПНУ с закрытой схемой циркуляции
рабочей жидкости
Недостатком схем биг является необходимость установки
пакера, а также усложнение конструкции агрегата для пропуска
через себя свободного газа.
При использовании закрытой гидравлической схемы приме-
няют следующие варианты конструкций внутрискважинного
оборудования (рис. VIII.6).
Фиксированный ГПНА с тремя рядами насосных труб
(рис. VIII.6,а). Рабочая жидкость подводится и отводится по
концентрично расположенным колоннам труб 1 и 2, а пластовая
жидкость поднимается по расположенной параллельно им ко-
лонне 3. Агрегат 6 спускается на внутренней колонне 1 и снаб-
жен уплотнением 5, расположенным в верхней части агрегата,
234

для предотвращения смешивания потоков рабочей и пластовой
жидкости. Фиксация агрегата обеспечивается седлом с замком,
установленными вместе с обратным клапаном 9 в нижней части
колонны.
Фиксированный ГПНА с двумя концентричными колоннами
(рис. VIII.6,б). Рабочая жидкость, как и в предыдущей схеме,
подводится и отводится по концентрично расположенным тру-
бам 1 и 2, а пластовая жидкость поднимается по кольцевому
каналу между колонной 2 и эксплуатационной колонной 4. Обя-
зательным является применение пакера 8, устанавливаемого
в эксплуатационной колонне 4, с которым взаимодействует хво-
стовик колонны 2.
Свободный ГПНА с тремя параллельными колоннами труб
(рис. VIII.6,в). Подвод рабочей жидкости к агрегату 10,
а также его спуск и подъем осуществляются по центральной
трубе 1 большого диаметра. В нижней части ее установлены
замок 7, фиксирующий агрегат после установки его в рабочем
положении, и обратный клапан 9 для подачи рабочей жидкости
под агрегат при его подъеме. Рабочая и пластовая жидкости
поднимаются по отдельным колоннам 2 и 3, расположенным’ па-
раллельно колонне 1.
Свободный ГПНА с двумя параллельными колоннами труб
(рис. VIII.6,г). Подвод рабочей жидкости, подъем и спуск аг-
регата осуществляются, как и в предыдущей схеме, по колонне
1 большого диаметра. Башмак колонны 1 взаимодействует с па-
кером 8, установленным в эксплуатационной колонне 4. Рабо-
чая жидкость поднимается по параллельной колонне 2, а пла-
стовая — по кольцевому пространству внутри обсадной ко-
лонны 4.
Анализ рассмотренных конструкций показывает, что исполь-
зование ГПНА в сочетании с закрытой схемой усложняет вну-
трискважинное оборудование, так как требует дополнительного
канала для возврата рабочей жидкости. Наименее металлоем-
кими и наиболее производительными являются схемы с исполь-
зованием полости эксплуатационной колонны, что, как и в рас-
смотренных конструкциях открытых схем, требует установки па-
кера. Вместе с тем недостатки описанных схем компенсируются
удобством установки и извлечения ГПНА, что и объясняет их
широкое применение.
Наземное оборудование
В состав наземного оборудования установок входят силовой на-
сос с приводом, оборудование устья скважины и блок очистки
рабочей жидкости.
Наиболее ответственной частью наземного оборудования яв-
ляется силовой насосный агрегат, от его параметров в прямой
зависимости находятся параметры ГПНА. Как правило, приме-
няются трех- и пятиплунжерные горизонтальные или вертикаль-
235

Ныё насосы, мощность привода которых в большинстве случаев
составляет от 14 до 300 кВт.
Для подбора агрегата, соответствующего требуемому ре-
жиму эксплуатации скважины, выпускаются насосы многих ти-
поразмеров, причем каждый из них имеет наборы плунжеров
с уплотнениями различных диаметров (от 30 до 95 мм), позво-
ляющими ступенчато изменять подачу насосов (от 130 до
1700 л/мин) и обеспечивать максимальное давление до
35,0 МПа. Число ходов плунжеров составляет 300—450 в ми-
нуту. Для уменьшения числа оборотов вала насоса применяются
понижающие редукторы.
Наземный насосный агрегат может применяться как для при-
вода одного ГПНА, так и для нескольких, расположенных
в различных скважинах. Для распределения жидкости между
ними используются распределительные гребенки со стабилиза-
торами расхода рабочей жидкости.
Блок подготовки рабочей жидкости имеет параметры, обус-
ловленные, прежде всего, типам гидравлической схемы уста-
новки: закрытой или открытой. В первом случае его произво-
дительность составляет 1—3 % от подачи силового насоса, во
втором — до 50 % •
Как правило, в качестве рабочей жидкости используется сы-
рая нефть, после того как из нее удалены свободный и раство-
ренный газ, вода, абразив. Если подготовка рабочей жидкости
в малых количествах при использовании закрытых схем не вы-
зывает трудностей, то очистка ее для установок с открытой схе-
мой достаточно сложна.
Высокие требования к качеству рабочей жидкости предопре-
деляются в конечном счете долговечностью, которой должны об-
ладать и силовой насос и ГПНА. Невыполнение этого требова-
ния, например, в отношении содержания абразива будет приво-
дить к интенсивному изнашиванию пар трения: плунжер —
уплотнение в насосе, поршень — цилиндр, детали золотника и
клапанов в ГПНА, увеличение содержания коррозионноактив-
ных компонентов — к коррозии внутренних полостей, в том чи-
сле и рабочих поверхностей, гидросистемы.
На энергетические показатели установок большое влияние
оказывает вязкость нефти — превышение определенного ее зна-
чения приводит к резкому снижению к. п. д., что обусловлива-
ется повышением потерь давления на жидкостное трение.
В настоящее время в установках ГПНА для добычи высоко-
вязких нефтей в качестве рабочей жидкости используется вода
со специальной присадкой, обеспечивающей хорошие смазываю-
щие свойства и являющейся ингибитором коррозии. Применение
ее приводит к увеличению к. п. д., но одновременно повышает
требования к герметичности резьбовых соединений колонн на-
сосно-компрессорных труб.
Вопрос о рациональной степени очистки рабочей жидкости
определяется на основании технико-экономических расчетов,
236

в основу которых закладываются с одной стороны стоимость
подготовки рабочей жидкости, а с другой стороны — стоимость
ремонта или замены оборудования, выход из строя которого
обусловлен качеством подготовки жидкости.
С учетом того, что ухудшение качества подготовки жидкости
приводит к необходимости замены пар плунжер — уплотнение
в силовом насосе и замене всего агрегата ГПНА на новый, за-
нимающий при применении свободного ГПНА порядка 4 ч,
в ряде случаев считается целесообразным при применении от-
крытых гидравлических схем рабочую жидкость отстаивать
в резервуаре и доводить содержание абразива до 0,5 г/л.
Схема простейшей установки для подготовки рабочей жид-
кости включает трехфазный сепаратор, отделяющий свободный
газ и воду от нефти, и буферную емкость для хранения и от-
стаивания нефти. Иногда в эту схему включается устройство
для дозирования и подачи в рабочую жидкость химических реа-
гентов, например, для внутрискважинного деэмульгирования
пластовой жидкости.
§ 2. Кинематика и динамика ГПНА
Как следует из описания работы гидродвигателя погружного
агрегата движения золотника и поршня в течение времени двой-
ного хода состоит из нескольких фаз: пауза, разгон, движение
с установившейся скоростью, торможение. При анализе осо-
бенно интересны фазы движения в моменты открытия или за-
крытия окон, поскольку они определяют процессы разгона или
торможения поршневой группы. Характерно, что открытие или
закрытие окон происходит, как правило, при установившемся
движении золотника.
Пренебрегая силами трения в паре золотник — корпус, ско-
рость перемещения золотника при установившемся движении
вверх и вниз можно определить как
(VIII.1)
(VIII.2)
где Гзв, F3B — эффективные площади верхней и нижней голо-
вок золотника; (дДРв и содрН — площади сечения верхних и ниж-
них дроссельных канавок пилота; рр — плотность рабочей жид-
кости; рд — давление на входе в двигатель.
Коэффициент сопротивления дроссельных канавок £др опре-
деляется статической проливкой каналов золотника.
237

Оптимальным режимом работы поршневой группы является
обеспечение безударного реверсирования хода при своевремен-
ной посадке клапанов насоса. В процессе разгона и торможе-
ния регулировать ее скорость можно изменением гидравличе-
ского сопротивления тормозных окон камеры золотника. Для
этого конфигурацию и площадь тормозных окон рассчитывают
таким образом, чтобы при определенной скорости движения зо-
лотника по мере перекрытия им тормозных окон сопротивле-
ние в них, расход рабочей жидкости, а следовательно, и ско-
рость поршневой группы изменялись по требуемому закону.
Гидравлические сопротивления тормозных окон при ходе
вверх и вниз следующие:
Р F2
ДРтв=£т-^—^-^,	(VIII.3)
2 д'т в
р F2
ЛРТН=?Т-^—(VIII-4)
2 Чн
где FTB и Гтн — площади тормозных окон при движении порш-
невой группы вверх и вниз, — площадь, пп — скорость движе-
ния поршня.
Коэффициент сопротивления тормозных окон Ст может быть
найден в результате обработки данных статической проливки
окон различной конфигурации. Обычно Ст =1,5—2.
Перемещение золотника при движении вверх и вниз опре-
деляется уравнениями
Рв = »з1Л	(VIII.5)
Ун =	(VIII-б)
Движение поршневой группы РПНА двойного действия мо-
жет быть описано следующими дифференциальными уравне-
ниями:
при ходе вверх
РдГд PhFи- (S Дрд В + Дрт в) Fд- S Дри BFи - ДршГП1 —
-2SnMB-Gn= Мпв-^2-,	(VIII.7)
dt
при ходе вниз
РдГд- PhFн - (S Крл и + Дрт н) Гд-- S ДРи »Fл - ApujFщ —
н Ч- Gn = Л4П и->	(VIII.8)
dt
где ХЛрдв, ХАрдн, 2Дрнв и 2ЛрНн— суммы гидравлических со-
противлений в гидродвигателе и насосе при ходе вверх и вниз;
Дрш — гидравлические сопротивления в канале рабочего штока.
238

Эти уравнения вместе с (VIII.3, VIII.4) образуют систему,
определяющую закон движения поршневой группы и позволяю-
щую рассчитать профиль окон золотникового устройства.
Для упрощения расчетов в первом приближении принима-
ется, что ускорение поршневой группы в периоды неустановив-
шегося движения постоянно.
Полученная система уравнений достаточно сложна, в нее вхо-
дят зависимости, определяемые в результате экспериментов,
Рис. VIII.7. Циклограммы движения поршневой группы и золотника ГПНА
двойного действия
а поэтому обычно для ее решения используют численные ме-
тоды.
Из циклограммы движения поршневой группы и золотника
ГПНА двойного действия (рис. VIII.7) следует, что неустановив-
шийся период движения поршневой группы соответствует пе-
риоду движения золотника, а установившийся период — покою
золотника.
Движение поршневой группы (отрезок ОА) вверх начинается
в момент, когда золотник, перемещаясь вниз, открывает окна
таким образом, что полость а соединяется с подпоршневой по-
лостью d, а надпоршневая с — с затрубьем (см. рис. VIII.4).
Поршневая группа при этом двигается с ускорением, причем
в общем случае время движения с ускорением может быть
меньше или больше времени открытия окон золотника. (На гра-
фике эти периоды времени показаны равными.) После достиже-
239

ния золотником нижнего положения (НПЗ)—точки А он оста-
навливается, а поршневая группа перемещается с постоянной
скоростью (отрезок АВ) вверх, пока демпфер не достигнет от-
верстия в цилиндре и не начнется процесс торможения ВС. При
дальнейшем перемещении поршня включается верхний клапан,
и золотник перемещается вверх (СД). На участке ДЕ золот-
ник полностью перекроет окна, по которым движется рабочая
жидкость, а поршневая группа затормозится и будет находиться
в покое, пока золотник не пройдет мертвое положение ДЕ, при
котором все окна перекрыты.
Период EF будет соответствовать периоду открытия окон зо-
лотника, в результате чего полость а соединится с полостью с,
а полость d — с затрубьем. Поршневая группа при этом дви-
жется ускоренно и к концу процесса переключения набирает
скорость установившегося движения. Движение будет продол-
жаться до тех пор, пока демпфер поршня не начнет торможение
(точка G).
Достигнув верхнего положения (ВПЗ), золотник остается
в нем (FG) до тех пор, пока нижний клапан (канавка е в соче-
тании с полостями f и g) не даст сигнал на перемещение золот-
ника вниз (точка L) и его окна не начнут закрываться. К мо-
менту полного закрытия окон (точка М) поршневая группа
остановится и будет находиться в покое, пока золотник не прой-
дет мертвое положение MN, после чего начнется движение порш-
невой группы вверх и цикл повторится.
Скорость перемещения поршневой группы при установив-
шемся движении вверх и вниз различна и определяется соотно-
шением полной площади поперечного сечения цилиндра гидро-
двигателя к разности полной площади и площади поперечного
сечения штока. Это объясняет тот факт, что время перемеще-
ния поршневой группы вниз tR больше, чем вверх tB, что отра-
жено различными углами наклона линий перемещения поршне-
вой группы вверх и вниз. Угол наклона линии, соответствующей
ходу вверх, больше, чем угол наклона при ходе вниз.
§ 3.	Расчет и конструирование насосных агрегатов
Гидропоршневые насосные установки относятся к той группе
сложных комплексов взаимосвязанных машин, расчет и прин-
ципы конструирования которых невозможно изложить в малом
объеме, отводимом программой данному оборудованию. Созда-
ние новых установок агрегатов ведется с учетом опыта эксплуа-
тации существующих агрегатов и на базе многочисленных лабо-
раторных и промысловых экспериментов.
Рассмотрим лишь основные моменты, которые необходимо
учитывать при расчете и конструировании, и тенденции, выявив-
шиеся в развитии ГПНА за последнее время.
Параметры насосной установки, расположенной на поверх-
ности земли, определяют глубину спуска ГПНА и его произво-
240

дительность. Давление рабочей жидкости, развиваемое насосом,
зависит от соотношения всей площади поперечного сечения
поршней гидродвигателя и соотношения всех площадей поршней
скважинных насосов, гидравлических потерь при течении жид-
кости в колоннах насосно-компрессорных труб, потерь во внут-
ренних каналах ГПНА, наземных трубопроводах.
Гидравлические потери жидкости в колоннах труб обычно
составляют 10—15 % от полезного напора погружного насоса и
в значительной степени определяются скоростью движения жид-
кости в системе. Как правило, она не превышает 1,5—2 м/с.
Увеличение скорости течения приводит к увеличению потерь
и уменьшению к. п. д. установки. Скорость движения жидкости
в конечном счете зависит от диаметров колонн насосно-компрес-
сорных труб, спускаемых в скважину, а их диаметр — от приме-
няемой схемы установки и диаметра эксплуатационной ко-
лонны. Увеличение последней приводит к повышению стоимости
проводки скважины, т. е. в конечном счете к увеличению капи-
тальных вложений.
Уменьшение скорости течения может быть достигнуто также
за счет увеличения давления силового насоса, что в свою оче-
редь приводит к уменьшению его долговечности.
В настоящее время рост показателей установок идет как
в направлении увеличения давления силового насоса с 21,0 до
35,0 МПа, так и увеличения его подачи до 1700 л/мин. Уста-
новки с такими параметрами имеют общий к. п. д. равный 0,65
(в начале эксплуатации погружного агрегата).
Основные направления совершенствования ГПНА заключа-
ются прежде всего в увеличении диаметров их поршней и уве-
личении быстроходности. Форсирование ГПНА привело к увели-
чению средней скорости движения поршневых групп до 2 м/с и
увеличению показателя, характеризующего ускорение n2L
в 2 раза.
Сложность создания агрегатов заключается в том, что шток
поршневой группы работает на сжатие; и его длина определя-
ется максимальной, критической силой, которую он может вы-
держать без потери устойчивости. Известно, что критическую _
силу, сжимающую стержень, можно увеличить при использо-
вании стали любого качества только за счет увеличения диа-
метра его поперечного сечения, а это приводит к ухудшению по-
казателей агрегата. Поэтому длина хода поршневой группы, как
правило, не превышает 0,8 м. Следует отметить, что именно по
этой причине с уменьшением диаметра агрегата уменьшаются
средняя скорость перемещения плунжера и число двойных хо-
дов в минуту.
Резкое увеличение подачи и глубины спуска агрегата может
быть достигнуто применением тандемов — агрегатов, у которых
в одном корпусе монтируются два, а .иногда и больше насосов,
а также гидродвигателей, соединенных общим штоком, но рабо-
тающих параллельно. Если необходимо увеличить глубину спу-
241

ска агрегата, то два гидродвигателя могут приводить в действие
один насос, если подачу — один гидродвигатель может приво-
дить в действие два насоса. Наконец, известны конструкции аг-
регатов, в которых объединены два гидродвигателя и четыре
насоса.
§ 4.	Области применения ГПНА
Все большее развитие объемный гидропривод получает в связи
с увеличением глубины и уменьшением диаметра эксплуатаци-
онных скважин, поскольку в этих условиях возрастают его пре-
имущества по сравнению с приводом других типов.
Интенсивное развитие способа добычи нефти ГПНА в значи-
тельной степени обусловлено высокой эффективностью его при-
менения, прежде всего, в осложненных условиях. К ним отно-
сятся:	\
1.	Расположение месторождений в акваториях морей, под
водохранилищами, реками, их поймами, затопляемыми паводко-
выми водами, под озерами и болотами. В северных районах эти
условия усугубляются неблагоприятной ледовой обстановкой.
2.	Расположение месторождений в северных районах с силь-
ными морозами и длительными зимами.
3.	Расположение месторождений в пустынных и полупустын-
ных безводных районах.
4.	Расположение месторождений на труднопроходимых мест-
ностях, не имеющих дорог.
5.	Расположение месторождения под населенными пунктами,
промышленными предприятиями, лесами или сельскохозяйствен-
ными угодьями.
Как правило, все перечисленные месторождения разрабаты-
ваются с помощью наклонно-направленных скважин, пробури-
ваемых с платформ или площадок, где использование ГПНА
особенно эффективно по сравнению с другими способами экс-
плуатации. С их помощью эксплуатируются скважины глубиной
до 4500 м при удалении забоя от устья в горизонтальном на-
правлении до 2500 м.
Известны установки ГПНА с подачей жидкости до
1245 м3/сут из скважины диаметром 68 мм. Наработка на отказ
агрегатов составляет от 3 до 6 мес.
Особенность установок со свободным агрегатом, позволяю-
щим менять его без спуско-подъемных операций с колоннами
труб, обусловливает возможность смены ГПНА при расположе-
нии устьев скважин под водой, в труднодоступных местах и т. п.
с площадки куста скважин. Характерными особенностями рас-
сматриваемого способа эксплуатации являются улучшение ус-
ловий труда обслуживающего персонала, безаварийность уста-
новок и простота управления ими.
На рис. VIII.8 приведены графики с границами полей для со-
временных ГПНА в 168-мм скважинах при различных схемах их
242

Спуска. Максимальная
расчетная подача ГПНА
при спуске агрегата для
168-мм скважин состав-
ляет 1245 м3/сут, а в от-
дельных случаях и пре-
вышает ее. Максималь-
ная расчетная высота
подъема жидкости пре-
вышает 4500 м. Для экс-
плуатации 245-мм сква-
жин были предложены
насосные установки, со-
стоящие из двух парал-
лельно работающих в од-
ной скважине свободных
агрегатов с двумя насо-
сами каждый, суммарная
расчетная подача кото-
рых составляет 2450 м3/
сут.
В настоящее время
выпускают свободные
ГПНА более чем 60 ти-
Рис. VIII.8. Область возможного примене-
ния ГПНА для 168-мм скважин:
1 — с фиксированным агрегатом и двумя кон-
центрично расположенными колоннами НКТ; 2 —
с фиксированным агрегатом, одной колонной
НКТ н пакером; 3 — со свободным агрегатом и
двумя параллельными колоннами НКТ; 4— со
свободным агрегатом, одной колонной НКТ и
пакером
поразмеров под насосно-компрессорные трубы диаметрами 50,
62, 76, 100 мм, а также модификации — фиксированные ГПНА,
всего более 100 типоразмеров агрегатов. Самые маленькие аг-
регаты (50 мм) предназначены для подъема из скважин жид-
кости от нескольких кубических метров до 170 м3/сут.
По мере развития рассматриваемого способа эксплуатации
скважин вместе с общим развитием мировой нефтедобывающей
промышленности в соответствии с усложнением условий до-
бычи нефти изменялись и расширялись области применения
ГПНА. Экономическая эффективность применения их по срав-
нению с насосным оборудованием других типов возрастает
с увеличением глубины подвески. Поэтому особенно широко они
применяются для эксплуатации глубоких скважин.
В последние годы ГПНА все более широко применяются для
эксплуатации высокодебитных скважин, особенно глубоких, и
не только потому, что это экономически наиболее эффективно,
а также потому, что они позволяют обеспечить наибольший от-
бор пластовой жидкости при эксплуатации скважин нормаль-
ного, уменьшенного и малого диаметра. Это тем более важно,
что уже в течение многих лет наметилась тенденция: однопла-
стовые скважины заканчиваются преимущественно под умень-
шенные диаметры эксплуатационных колонн 140—114 мм.
Гидропоршневыми насосами скважины глубиной более
3000 м эксплуатировались еще в сороковых годах. Но подачи их
измерялись тогда лишь десятками кубических метров жидкости
243

в сутки. Широкое применение их для эксплуатации скважин
глубиной более 3000 м началось 10—15 лет назад. Уже в шести-
десятых годах ими было оборудовано много глубоких — до
3500 м скважин, имевших низкие динамические уровни жид-
кости.
В настоящее время большинство действующих установок яв-
ляются установками средней и большой мощности.
В последние годы ГПНА все шире используется при созда-
нии новой технологии эксплуатации морских и вообще наклонно-
направленных скважин.
Дальнейшее совершенствование технологии пошло по пути
спуска в скважину всего глубинного оборудования ГПНА уже
при ее заканчивании. Однако на период фонтанирования сква-
жины вместо рабочего ГПНА в скважину опускают его проточ-
ный макет, при помощи которого жидкость направляется в ко-
лонну насосно-компрессорных труб для подъема на поверхность.
При переводе скважины на насосную эксплуатацию макет легко
заменяется рабочим ГПНА свободного типа без подъема труб.
Диапазон параметров его может легко изменяться в широких
пределах регулированием подачи рабочей жидкости, а при необ-
ходимости легко заменить его свободным ГПНА другого типо-
размера.
В Советском Союзе ГПНА в прошлом не получили широкого
применения. В настоящее время, в связи с разбуриванием мно-
гих месторождений кустами скважин, для их эксплуатации це-
лесообразно широкое использование ГПНА.
Глава IX
БЕСШТАНГОВЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ И ВИНТОВЫЕ
ЭЛЕКТРОНАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Необходимость увеличения отбора жидкости до 500—700 м3/сут
из скважин со средней глубиной подвески 1000—1300 м при-
вела к применению для этой цели центробежных насосов, кото-
рые наилучшим образом обеспечивают максимальные, по срав-
нению с насосами других типов, подачу и напор. Эти насосы не
требуют промежуточных передач для уменьшения частоты вра-
щения вала по сравнению с частотой вращения приводного дви-
гателя, у них отсутствуют периодически работающие всасываю-
щие и нагнетательные клапаны, нет пар трения, детали которых
движутся возвратно-поступательно.
Поэтому погружные центробежные насосы находят все боль-
шее применение при эксплуатации высокодебитных обводнен-
ных (до 99 % воды) и наклонных скважин.
Особо широкие масштабы применения этот способ добычи
нефти получил на промыслах Советского Союза. В нашей
стране работает более'20 тыс. установок УЦЭН, с помощью ко-
244

Торых добывается более трети Всей нефти. Массовое применение
этого способа эксплуатации стало возможным в результате вы-
полнения большого комплекса научно-исследовательских, опыт-
но-конструкторских работ, выполненных под руководством
А. А. Богданова, и организации серийного производства и внед-
рения высокоэффективных установок.
Продуктивный пласт
Рис. IX. 1. Структурная схема установки УЦЭН:
/ — передача электроэнергии; 2 — передача механической
энергии; 5 — течение жидкости
В отличие от рассмотренных ранее в установке погружного
центробежного электронасоса (рис. IX. 1) первичный двигатель
располагается в скважине в непосредственной близости от мно-
гоступенчатого центробежного насоса. Это позволяет уменьшить
длину механической трансмиссии и передавать насосу значи-
тельные мощности (до 150 кВт), т. е. увеличить добывные воз-
можности данного вида оборудования.
Электродвигатель и насос объединены в один агрегат, подве-
шенный к колонне насосно-компрессорных труб, закрепленных
в верхней части у устья скважины. Вдоль колонны НКТ прохо-
дит кабель, по которому электроэнергия подводится к двига-
телю.
245

§ 1. Установка скважинного центробежного электронасоса
Установка погружного центробежного насоса (рис. IX.2)
стоит из погружного агрегата, включающего специальный
гружной маслозаполненный электродвигатель 1, протектор
со-
по-
2 и
центробежный многоступенчатый насос 3, специальный кабель
4, прикрепленный к колонне НКТ 5 хомутами 6. С помощью
устьевого оборудования 8, установленного на колонной головке
эксплуатационной колонны 7, подвешена колонна НКТ. На по-
верхности рядом со скважиной устанавливается кабельный ба-
рабан 9 и автотрансформатор 10 со станцией управления 11. На
кабельном барабане предусмотрен запас кабеля для увеличения
глубины спуска погружного агрегата, а во время подземного ре-
монта'на него наматывается кабель, спущенный в скважину.
Выше насоса устанавливается обратный клапан, облегчающий
пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном —
спускной клапан для слива жидкости из внутренней полости
НКТ при их подъеме.
Шифры установок следующие: первая буква «У» обозначает
установку, если после нее стоит цифра, то она обозначает поряд-
ковый номер модернизации, «Э» — с приводом от электродвига-
теля, «Ц» — центробежный насос, «Н» — нефтяной. Следующая
цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу,
последующие
центро-
Рис. IX.2. Установка
бежного насоса
цифры, записанные через тире,— номинальную
подачу (м3/сут), номинальный
напор (м) при номинальной по-
даче.
Условные габаритные группы
установок следующие:
группа 5 — для эксплуатации
скважин с внутренним диамет-
ром эксплуатационной колонны
не менее 127,7 мм;
группа 5А — не менее 130 мм;
группа 6 — не менее 144,3 мм;
группа 6А—не менее 148,3 мм.
В обозначениях установок,
поставляемых с насосами повы-
шенной износостойкости, добав-
ляется буква И, а с насосами по-
вышенной коррозионной стойко-
сти — буква К.
Рассмотрим более подробно
конструкции перечисленных ком-
понентов установки скважинных
центробежных насосов.
Центробежный насос
бывает обычного, износостой-
кого или коррозионностойкого
246

Рис. IX.3. Скважинный центробеж-
ный насос
Рис. IX.4. Рабочее колесо и направ-
ляющие аппараты насоса
исполнения. Он представляет собой набор большого числа ра-
бочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса уста-
новлены на валу, который опирается на подшипники; располо-
женные вместе с направляющими аппаратами внутри корпуса
(рис. IX.3).
Рабочие колеса 7 соединены с валом 3 при помощи шпоноч-
ного соединения 6 и имеют возможность свободного осевого пе-
ремещения вдоль него. Направляющие аппараты 5 установлены
в корпусе 4 неподвижно, и в верхней части его поджаты гайкой.
Такая конструкция обеспечивает передачу осевого усилия (дей-
ствующего на каждое колесо) направляющему аппарату. При
этом вал разгружается от осевой нагрузки и передает только
крутящий момент.
Осевое усилие от колеса 1 к направляющему аппарату 2
(рис. IX.4) передается через текстолитовую шайбу 3, образую-
щую с опорной поверхностью аппарата пару трения, удовлетво-
рительно работающую в пластовой жидкости.
При работе насоса (см. рис. IX.3) на торец вала действует
давление жидкости, создаваемое им, кроме того, из-за отложе-
247

ния солей, коррозии металла и наличия сил трения часть осевого
давления от колес передается к валу. Осевое усилие восприни-
мается осевой опорой 1 скольжения, расположенной в верхней
части корпуса. Радиальные опоры 2 и 8 установлены сверху и
снизу. Вал насоса соединяется с валом протектора гидрозащиты
двигателя посредством шлицевого соединения 10. (В транспорт-
ном положении и при хранении насоса выступающая часть вала
закрыта защитным колпачком.)
Пластовая жидкость попадает в насос через сетчатый фильтр
9, расположенный в нижней части корпуса, и, пройдя ступени
Рис. IX.5. Погружной электродвигатель
насоса по осевому каналу, выходит из внутренней полости кор-
пуса во внутреннюю поверхность колонны НКТ.
Число ступеней насоса колеблется от 84 до 332, и если их не
удается разместить в одном корпусе длиной 5—5,5 м, то их за-
ключают в два, а иногда и в три корпуса. Перед спуском в сква-
жину отдельные секции насоса соединяются друг с другом —
валы с помощью шлицевых муфт, а корпусы — фланцевыми со-
единениями.
При работе насоса упорные и радиальный подшипники, рас-
положенные в верхней части корпуса, смазываются откачивае-
мой пластовой жидкостью, упорные подшипники между коле-
сами и направляющими аппаратами — ею же; нижний подшип-
ник в ряде конструкций может смазываться маслом, подавае-
мым из протектора. В качестве материалов пар трения в упор-
ном подшипнике используется резина — сталь, в радиальных
опорах — латунь или бронза по стали (для насосов в износостой-
ком исполнении — пара резина—сталь).
Вал насоса изготавливается из стали 38ХА, рабочие колеса
и направляющие аппараты для насосов обычного исполнения —
248

из <1угунй, ДлЯ насосов повышенной износостойкости — из пласт-
массы.
Конструкция насосов в износостойком исполнении отличается
наличием дополнительных радиальных резино-металлических
опор, устанавливаемых между секциями направляющих аппа-
ратов.
Погружной электродвигатель (рис. IX.5) пред-
ставляет собой трехфазный асинхронный короткозамкнутый дви-
гатель, внутренняя полость которого заполнена маслом. Он со-
стоит из корпуса 12, внутри которого размещены статор и ро-
тор, вал 11 которого установлен на подшипниках, причем в го-
ловке размещен упорный подшипник, состоящий из пяты 3 и
подпятника 4. Статор собирают из отдельных чередующихся
магнитных 8 и немагнитных 9 секций. Ротор состоит из пакета
роторных жестей 10. В немагнитных секциях расположены ра-
диальные подшипники скольжения 7. Обмотка статора и мед-
ные стержни «беличьей клетки» уложены в специальные пазы.
Выводы обмотки статора соединяются с колодкой кабельного
ввода 5, которая располагается в головке 2.
Для циркуляции масла внутри электродвигателя на полом
валу двигателя установлена турбина 6. При ее вращении масло
двигается между ротором и статором, в специальных отверстиях
набора статора, проходит через фильтр 13, расположенный
в нижней части вала. При этом масло смазывает подшипники
и отводит тепло от источника нагрева к корпусу, который в свою
очередь охлаждается пластовой жидкостью. Для заполнения
двигателя используют масло с малой вязкостью, хорошей сма-
зывающей способностью и высоким пробивным напряжением
(не менее 40 кВ).
В основании 14 насоса устанавливается компенсатор гидро-
защиты, соединяемый с корпусом электродвигателя с помощью
фланцевого соединения.
Верхняя часть корпуса электродвигателя соединяется с про-
тектором фланцевым соединением, вал электродвигателя по-
средством шлицевой муфты 1 соединяется с валом протек-
тора.
Протектор служит для гидравлической защиты электро-
двигателя от пластовой жидкости и обеспечивает компенсацию
изменения объема масла при изменении его температуры. Он
устанавливается между электродвигателем и насосом.
Конструкцию протектора рассмотрим на примере гидроза-
щиты типа Г (рис. IX.6). Протектор / состоит из компенсатора
III объема масла, расположенного ниже электродвигателя II,
разделительной камеры с эластичной диафрагмой 4, вала с тор-
цевыми уплотнениями 1 и 3 и опорной пятой 2.
Протектор работает следующим образом: во внутренней по-
лости А находится масло малой вязкости, например трансфор-
маторное, которым заполнен электродвигатель. Эта полость че-
рез объем электродвигателя сообщается с полостью В компен-
249

Рис. tX.6. Протектор гидрозащиты
Кабельная лин
сатора объема масла. Гибкий элемент
передает давление окружающей среды
в полость Б.
По мере расходования масла объем
компенсатора уменьшается. При увели-
чении объема масла в результате нагре-
ва объем компенсатора увеличивается.
В полости В находится масло для
смазки двусторонней пяты — упорного
подшипника, который воспринимает осе-
вую нагрузку от вала насоса. Выше и
ниже пяты располагаются торцевые уп-
лотнения: нижнее — герметизирует внут-
реннюю полость В, соединенную с элек-
тродвигателем, а верхнее — служит для
предотвращения вытекания масла, сма-
зывающего опорный подшипник.
По мере расходования масла из по-
лости Б в полость А через клапан 7 по-
ступает пластовая жидкость, где отстаи-
вается и разделяется на нефть и воду.
После полного израсходования масла
нефть через трубку 5 и отверстия посту-
пит в полость В и будет смазывать под-
шипники вала протектора.
и я обеспечивает подвод электроэнергии
к погружному двигателю. Он состоит из основного кабеля круг-
лого сечения, соединенного с ним плоского кабеля и муфты ка-
бельного ввода. Кабель круглого сечения располагается вдоль
колонны НКТ от станции управления до погружного агрегата.
Несколько выше его он соединен с плоским кабелем, проходя-
щим вдоль агрегата и соединяющимся с вводом электродвига-
теля посредством муфты.
Использование кабеля с различной формой обусловлено не-
обходимостью уменьшения радиальных габаритов погружного
агрегата и проходящего мимо него кабеля.
Наименее надежными зонами кабельной линии являются ме-
ста сращения круглого кабеля с плоским и соединения муфты
кабельного ввода с двигателем. В ряде случаев для повышения
надежности линии кабель по всей длине колонны выполняют
плоским.
Круглый или плоский кабели состоят из трех медных одно-
проволочных или многопроволочных жил с двухслойной изоля-
цией из полиэтилена высокой плотности. Снаружи жилы по-
крыты подушкой — общим слоем нефтестойкой изоляции, сверху
250

которой располагается броня из стальной оцинкованной ленты.
Переход от круглого кабеля к плоскому осуществляется
либо соединением горячим способом в пресс-формах, либо вы-
полнением нижней части кабеля с параллельным расположе-
нием жил.
В некоторых конструкциях кабеля помимо силовых имеются
еще три или более жил для подключения геофизических прибо-
ров или контроля режима работы насосного агрегата.
Станция управления служит для включения и выклю-
чения агрегата, контроля режима его работы. Независимо от
конструктивных особенностей станция управления должна обес-
печивать включение и отключение установки, работу в ручном и
автоматическом режимах, управление установкой с диспетчер-
ского пункта, возможность управления установкой в соответст-
вии с командами программного реле времени, самозапуск элек-
тродвигателя с регулируемой задержкой включения после обес-
точивания линии, отключение при появлении токов короткого
замыкания в силовой цепи установки при отклонении напряже-
ния или силы тока от номинала больше заданной величины, не-
прерывный контроль сопротивления изоляции кабеля с отключе-
нием установки при уменьшении ниже заданной величины, от-
ключение установки при нарушении герметичности нефтепро-
мыслового коллектора.
Трансформатор системы электроснабжения установок
предназначен для повышения сетевого напряжения тока до необ-
ходимого рабочего напряжения электродвигателя у его ввода
с учетом падения напряжения в кабеле.
Питание ПЭД повышенным напряжением обусловлено необ-
ходимостью уменьшения потерь в кабеле за сче/г уменьшения
силы тока, улучшения условий запуска и технических показате-
лей двигателя.
Так как величина потерь напряжения зависит от длины ка-
беля (т. е. от глубины подвески агрегата и скважине) и изменя-
ется в больших пределах, то трансформатор должен обеспечи-
вать регулировку напряжения на выходе в широком диапазоне,
для чего в повышающей обмотке трансформатора предусмот-
рено от пяти до пятнадцати отводов (отпаек). Трансформаторы
выполняются с естественным масляным охлаждением, включают
в себя магнитопровод, обмотки высокого и низкого напряжений,
бак с радиатором и крышки с вводами и расширителем.
Оборудование устья скважины для эксплуатации
УЦЭН обеспечивает удержание на весу колонны НКТ вместе
С агрегатом и кабелем, отвод в манифольд продукцию сква-
жины, герметизацию пространства между обсадной колонной и
колонной НКТ, ввод кабеля, перепуск газа из межтрубного про-
странства при увеличении его давления в манифольд, установку
приборов для исследования скважины — манометров для изме-
рения давления в колонне НКТ и межтрубном пространстве, из-
мерение уровня жидкости в скважине и т. д.
251

Устьевое оборудование включает трубную головку (устанав-
ливаемую на обсадной колонне), в которой размещены разъем-
ный корпус и уплотнения, герметизирующие кабель и НКТ. Уп-
лотнение поджимается разъемным фланцем. Для выпуска газа
из затрубного пространства предусмотрено колено, соединяющее
межтрубное пространство через обратный клапан с манифоль-
дом. Трубная головка снабжена отверстием для присоединения
приборов, используемых при исследовании скважины.
Особые случаи применения УЦЭН
1.	Установки с насосным агрегатом, спускаемым на кабеле —
канате.
При подаче насоса более 1000 м3/сут резко возрастают гид-
равлические потери в колонне НКТ, уменьшается к. п. д. уста-
новки. Одним из способов уменьшения металлоемкости уста-
новки является конструкция с применением кабеля-каната, на
котором висит агрегат. Кабель-канат состоит из токопрово-
дящих жил, расположенных в центральной части, и оплетки,
несущей растягивающую нагрузку. Кабель-канат имеет разрыв-
ное усилие 100 кН, превышающее собственный вес кабеля, вес
агрегата, и усилие, необходимое для срыва агрегата с пакера.
 Компоновка насосного агрегата отличается от традицион-
ной тем, что в верхней части располагается электродвигатель,
ниже — протектор и внизу — насос. Насосный агрегат опира-
ется на предварительно установленный в скважине пакер, ко-
торый герметизирует низ эксплуатационной колонны и разоб-
щает вход и выход насоса. Жидкость поступает из-под пакера
на прием насоса и подается им по эксплуатационной колонне
мимо протектора и двигателя вверх.
При использовании кабеля-каната агрегат не стеснен по
диаметральному размеру кабелем, что позволяет использовать
его большего габаритного размера, чем при обычной схеме.
Насосный агрегат спускают на кабеле-канате с помощью
специальной лебедки, при этом исключается спуск — подъем
колонны НКТ, в результате чего время смены агрегата умень-
шается в 10—15 раз.
2.	УЦЭН применяют для совместной раздельной эксплуата-
ции пластов. Их основные схемы будут рассмотрены в гл. X.
3.	УЦЭН применяют для водозабора и для закачки воды
в пласт (см. гл. XVIII).
§ 2.	Расчет основных узлов и деталей насоса
Обычно новый типоразмер насоса рассчитывается исходя из
заданных подачи и напора, размера эксплуатационной колонны
скважины.
Первым этапом расчета нового насоса является нахожде-
ние его радиального габарита.
252

Размеры корпусов насосов выбирают в зависимости от вну-
треннего диаметра эксплуатационных колонн, глубины спуска
погружного агрегата, диаметрального габарита всего погруж-
ного агрегата, зазора между ним и колонной и ряда других
условий.
Возможные варианты внешних габаритов узлов погружного
агрегата находятся по выражению, принятому для определения
габарита всего агрегата. Наиболее выгодный внешний диаметр
насоса определяют после технико-экономического анализа раз-
личных сочетаний размеров насоса, двигателя и кабеля.
Установив внешний диаметр корпуса насоса, определяют
толщину стенки корпуса и его внутренний диаметр, который,
в свою очередь, равен внешнему диаметру ступени насоса.
После того как определены размеры ступени и оптимальные
параметры ее работы, устанавливают необходимое количество
ступеней (с учетом потери напора внутри насоса) и длину кор-
пуса насоса. Длина корпуса насоса не должна быть больше
5 м — принятого наибольшего размера унифицированного кор-
пуса. Высоконапорные насосы состоят из нескольких секций,
в корпусах которых размещаются все ступени.
После гидравлического расчета насоса проверяют его ос-
новные детали — корпус и вал — на прочность, а опоры вала—'
на долговечность.
Проверочный расчет корпуса ведется исходя из его геомет-
рических размеров, полученных при гидравлическом расчете,
и напора насоса. Для этого:
1.	Определяют величину предварительной затяжки пакета
ступеней в корпусе. Этот расчет проводится из условия обес-
печения герметичности стыков между ступенями, которая ха-
рактеризуется коэффициентом запаса плотности стыка.
2.	Исходя из усилия предварительной затяжки, собствен-
ного веса агрегата и развиваемого давления определяют сум-
марное усилие, действующее вдоль оси корпуса насоса.
3.	Определяют напряжения, действующие в опасном сече-
нии корпуса, и, исходя из них, находят эквивалентные напря-
жения. Сопоставив их величины с допускаемыми напряжени-
ями, делают вывод о возможности применения проверяемой
конструкции.
При проверочном расчете вала исходят из наиболее тяже-
лого его режима работы: вал находится под действием крутя-
щего и изгибающего моментов. Максимальный крутящий мо-
мент на валу насоса обусловлен суммой моментов в радиаль-
ных и осевых опорах, моментов трения в опорных поверхностях
пар трения рабочих колес, момента, необходимого для работы
колес. В период пуска насоса сумма перечисленных моментов
и момента, необходимого для ускоренного вращения вала,
равна максимальному моменту, создаваемому двигателем. Из-
гибающий момент определяется исходя из осевой нагрузки на
вал и его максимального прогиба, возникающего в результате
253

искривления оси и обусловленного радиальными зазорами
в подшипниках.
Помимо этого необходимо учитывать изгибающий момент,
который может возникнуть при работе шлицевого соединения
вала насоса с протектором.
Исходя из полученных крутящих и изгибающих моментов
определяются нормальные и касательные напряжения в опас-
ном сечении вала. На их основе находятся эквивалентные на-
пряжения.
Помимо расчета вала на прочность в условиях статического
нагружения рассчитывают на циклическую прочность для ус-
тановившегося режима работы насоса, т. е. крутящий момент
считается постоянным, а нормальные напряжения, возникаю-
щие при изгибе вала, циклически изменяющимися с частотой,
равной частоте вращения вала.
При расчете определяется коэффициент запаса циклической
прочности с учетом абсолютных размеров вала, влияние кон-
центраторов напряжения, частоты поверхности вала, окружа-
ющей среды и т. п.
Порядок выполнения всех перечисленных расчетов приво-
дится в курсах «Сопротивление материалов» и «Детали ма-
шин», а поэтому подробно не рассматривается.
Подшипники скольжения и опоры колес рассчитывают на
основе результатов эксплуатации ранее разработанных конст-
рукций, исследований работы деталей в лабораторных усло-
виях и, наконец, с учетом рекомендаций по выбору режимов
работы материалов, применяемых в конкретной паре трения.
Основой расчета пар трения является определение поверх-
ности контакта соприкасающихся деталей, исходя из допускае-
мого контактного давления. Его величина зависит от режима
работы — скорости относительного скольжения, физико-меха-
нических свойств прокачиваемой жидкости, наличия в ней аб-
разива, воды, растворенных солей, нефти и т. д.
При определении контактного давления необходимо учиты-
вать возможность прихвата колес насоса к валу вследствие
отложения солей или коррозии, в результате чего осевое уси-
лие от нескольких колес будет восприниматься либо опорной
поверхностью какого-либо колеса, либо упорным подшипником.
§ 3.	Методика выбора насосной установки
Целью расчетов, проведенных при выборе установки и его ре-
гулировке, является определение типоразмера всех элементов
установки — насоса, двигателя, кабеля, трансформатора, обе-
спечивающих, в зависимости от поставленной задачи, ее ра-
боту с необходимыми экономическими показателями.
В основу методики подбора положен ряд критериев, прежде
всего экономический — обеспечение минимума затрат на до-
бычу 1 т нефти. При этом, однако, необходимо учитывать фак-
254

тор надежности, характеризуемый температурой ПЭД. В не-
которых случаях, при сравнении различных вариантов, пред-
почтение отдается установке, требующей больших затрат, но
обеспечивающей режим работы двигателя с меньшей расчетной
температурой нагрева. Такой вариант в итоге может дать сни-
жение затрат благодаря резкому повышению надежности уста-
новки.
Помимо перечисленных, выбранный вариант УЦЭН должен
отвечать условиям освоения скважины заглушенной водой. Это
требование обусловлено необходимостью возбуждения сква-
жины снижением уровня жидкости и созданием напора, кото-
рый насос может развить при минимальном отборе жидкости.
Считается, что максимальный напор может превышать опти-
мальный в 1,2—1,5 раза.
При использовании клапанов-отсекателей, исключающих
глушение скважины водой, последнее требование к насосу, ес-
тественно, снимается.
В зависимости от условий эксплуатации задача формулиру-
ется следующим образом:
подбор УЦЭН при ограниченном отборе жидкости из сква-
жины,
подбор УЦЭН при неограниченном дебите.
Исходные данные для подбора элементов установки ппи
ограниченном отборе жидкости:	,Л
требуемый отбор жидкости из скважины;	/
противодавление на устье скважины;
объемная обводненность жидкости;	V
газовый фактор скважины, приведенный к стандартным ус-
ловиям;
давление насыщения нефти газом;
зависимости (обычно графические) объемного количества
газа, растворенного в нефти, плотности объемного коэффици-
ента и кинематической вязкости нефти от давления;
плотности попутных воды и газа;
пластовые давление и температура;
геотермический коэффициент;
внутренний диаметр ствола скважины;
расстояние по вертикали от устья скважины до фильтра,
коэффициент продуктивности скважины.
Предварительный выбор элементов установки
Для сокращения объема расчетов можно предварительно
определить внутренний диаметр подъемных труб, исходя из ус-
ловий эксплуатации установок в скважинах с близкими пара-
метрами. При этом следует иметь в виду, что при дебите до
150 м3/сут диаметр подъемных труб может быть 50 мм, при
дебите от 150 до 300 м3/сут — 63 мм, при дебите более
300 м3/сут — 76 мм. Диаметр труб должен быть таким, чтобы
поперечный габарит спускаемой в скважину установки не пре-
вышал допускаемого для данной эксплуатационной колонны.
255

В первом приближении типоразмер насоса, а он в дальней-
шем определяет параметры всех остальных узлов, можно вы-
брать исходя из условия соответствия его подачи и напора
требуемым по условиям эксплуатации скважины. При этом
необходимо учитывать характеристику откачиваемой пластовой
жидкости.
При откачке нефти, содержащей газ при давлении 0,30—
0,35 от давления насыщения, она представляет собой тонкодис-
персную смесь с равномерной, распределенной по потоку, га-
зовой фазой, в результате чего насос работает как многоступен-
чатый компрессор. Для подобного режима характерен пере-
менный расход смеси и ее плотности от ступени к ступени.
Считают, что напорная характеристика ступени при этом
остается неизменной по отношению к характеристике однофаз-
ной капельной жидкости, имеющей вязкость, одинаковую с вяз-
костью газожидкостной смеси в ступени. Таким образом, сни-
жения к. п. д. насоса, обусловленного вредным влиянием газа,
не происходит, а энергия, затраченная на сжатие газовой фазы,
используется при подъеме жидкости в колонне НКТ при ее
разгазировании.
Поэтому одной из задач, решаемых при выборе насоса, яв-
ляется подбор такого типоразмера, который обеспечил бы ре-
жим его работы, близкий к оптимальному, с предельно допус-
тимым газосодержанием.
Если насос предназначен для отбора сильно обводненной
нефти (более 90 % воды) или жидкости с небольшой вязкостью
(не более 0,03 см2/с) и малым газосодержанием (0,05—0,07)
для первой ступени насоса, то его типоразмер выбирается по
заводским характеристикам. По заводской характеристике
(рис. IX.7, о) подбирается насос, у которого напор соответст-
вует заданному или несколько больше его. Если насос может
быть выбран только с большим напором, то рекомендуется
снять часть ступеней или создать на устье дополнительное со-
противление. Обычно снимают не более 20 % ступеней. В ре-
зультате этого характеристика насоса приближается к требуе-
мой (рис. IX.7, б). Этот способ регулировки насоса наиболее
выгоден, так как при эксплуатации установки к. п. д. не умень-
шается, а узлы и детали насоса работают при наименьших на-
грузках.
Обеспечить требуемую подачу насоса можно за счет уста-
новки дополнительного сопротивления в трубопроводе у устья
скважины (рис. IX.7, в), но при этом будет расходоваться до-
полнительная мощность и уменьшится к. п. д. установки.
Для расчета оптимального режима работы насоса выбирают
несколько вариантов типоразмеров установок так, чтобы за-
данная подача и необходимый напор насоса были в его рабо-
чей зоне. Иногда бывает выгодно применить установку с пода-
чей больше требуемой. При значительном газосодержании в от-
качиваемой жидкости и соответственно ожидаемом снижении
256

параметров работы установки такие завышенные варианты мо-
гут дать требуемый отбор при меныпем заглублении насоса
под динамический уровень жидкости (по сравнению с установ-
кой с заданной подачей). Уменьшение подвески в этом случае
дает экономический выигрыш.
Полный учет всех факторов требует решения задачи под-
бора в следующем порядке.
1.	Исходя из уравнения притока находят забойное давле-
ние.
2.	Задаваясь несколькими значениями забойного давления,
определяют для них зависимость изменения давления в стволе
Рис. IX.7. Выбор и регулирование насоса по его характеристике:
/ — область номинального режима работы; 2 — рекомендуемая область работы; 3, 4 —
снижение напора и мощности насоса за счет снятия ступеней; 5 — излишний напор на-
соса, теряемый у штуцера; Q' — требуемый отбор жидкости на скважины; Н' — необ-
ходимый при этом напор; Q" — подача иасоса, используемого без регулировки; N, N' —
мощность, потребляемая насосом с полным составом ступеней и при их частичном сня-
тии; N" — мощность, потребляемая насосом при работе со штуцером
скважины от кровли пласта (или верхних перфорационных от-
верстий) до сечения, в котором объемное газосодержание равно
0,3.
3.	Определяют расстояние от устья скважины до сечений,
где объемное газосодержание минимально, максимально и
имеет среднее значение.
4.	Определяют изменение давления по длине колонны подъ-
емных труб при заданных физических свойствах пластовой
жидкости и требуемом дебите для принятых вариантов глубин
подвески насоса.
5.	Исходя из закономерностей, полученных в п. 2 и 4, оп-
ределяют давления, которые должен развивать насос при раз-
личных глубинах его спуска.
6.	Находят удельную энергию, которая должна быть сооб-
щена жидкости, чтобы при заданных глубинах подвески и дав-
лениях на приеме насоса был бы получен необходимый дебит.
7.	Определяют объемные расходы продукции скважины че-
рез насос при различных глубинах его спуска, и по каталогу
выбирают насосы, характеристики которых обеспечивают
9 Заказ № 416
257

работу в оптимальном режиме, при подаче, составляющей
0,4—1,2 от оптимальной при работе на воде.
8.	Для каждого из выбранных насосов определяют опти-
мальную подачу с учетом вязкости откачиваемой жидкости и
изменением ее величины в различных ступенях насоса. После
этого насосы, для которых подача не укладывается в диапазон
0,6—1,2 от их оптимальных подач, в дальнейшем не рассмат-
ривают.
9.	Определяют напоры насосов при работе на воде при спу-
ске их на глубины, определенные в п. 2.
10.	На основе полученных данных строят поля «Q—Н» для
всех выбранных типов насосов.
11.	Проверяют соответствие выбранных насосов требова-
ниям, определенным для данной скважины с учетом возможного
изнашивания пар трения и отклонения размеров и чистот по-
верхности ступеней от номинала. При превышении требуемых
показателей уменьшают число ступеней насоса.
12.	С учетом полученных характеристик определяют глу-
бину спуска и напор для всех выбранных вариантов и нахо-
дят к. и. д. насоса.
13.	Находят мощность, потребляемую каждым насосом.
14.	Выбирают погружной электродвигатель для каждого на-
соса с учетом соответствия их присоединительных размеров.
15.	Определяют минимально допустимую подачу жидкости,
соответствующую режиму работы насоса в период освоения
скважины.
16.	Для выбранных двигателей, исходя из номинальных
мощностей, напряжения и силы тока, выбираются автотранс-
форматоры и станции управления.
С учетом профиля ствола скважины, исходя из номиналь-
ной силы тока, определяют длину кабеля и его сечение.
17.	Находят температуру перегрева ПЭД, исходя из потери
мощности и коэффициентов, характеризующий каждый типо-
размер выбранного двигателя.
18.	Определяют температуру нагрева двигателей при работе
их в выбранных вариантах установок. При этом необходимо
учитывать влияние обводненности пластовой жидкости, газо-
содержания в ней, уменьшения потерь мощности в ПЭД при
уменьшении его температуры. Из всех рассмотренных вариан-
тов УЦЭН для дальнейшего расчета оставляют только те, в ко-
торых температура двигателя не превышает допускаемую.
19.	Кабель выбирают по условиям рабочего и пускового ре-
жимов электродвигателя. При рабочем режиме электродвига-
теля кабель проверяют по снижению напряжения и потере
в нем энергии.
Снижение напряжения и потери в кабеле зависят прежде
всего от площади поперечного сечения его жил, от длины ка-
беля, силы тока и температуры окружающей среды и жил ка-
беля. По потере напряжения в кабеле и рабочему напряжению
258

двигателя определяют напряжение у устья скважины и соот-
ветственно устанавливают отпайку у автотрансформатора.
При пусковом режиме двигателя сила тока резко возрас-
тает и соответственно увеличивается потеря напряжения в ка-
беле. Значительное снижение напряжения у двигателя может
привести к тому, что он не запустится. Поэтому необходимо
проверить падение напряжения при пуске, учитывая, что сила
тока возрастает в 2—4 раза. Пусковой ток и минимальное до-
пустимое напряжение берутся по заводским данным двигателя.
Потеря мощности в кабеле определяется для условий рабо-
чего режима установки.
Рациональный предел потерь мощности в кабеле зависит от
технических и экономических факторов. Применяя кабель боль-
шого сечения, можно сократить потери энергии, но при этом
увеличивается стоимость кабеля. Для ориентировочных расче-
тов можно принять, что потери мощности в кабеле не должны
превышать 10 % мощности, потребляемой двигателем. При
средней номинальной мощности погружного электродвигателя
применение кабеля большого размера должно сокращать по-
терю энергии на 4—6 кВт, чтобы сокращение энергетических
затрат окупало в течение 1,5—2 лет увеличение стоимости ка-
беля.
Разница в стоимости одного километра кабеля соседних
размеров жил составляет сотни рублей.
Необходимо учитывать также температуру, которую имеет
кабель при эксплуатации. Резиновая изоляция и нейритовый
шланг не являются теплостойкими материалами, и поэтому по-
вышение температуры более 70—90 °C сократит срок службы
кабеля.
20.	На основе полученных данных находят мощность, по-
требляемую установкой в целом. При этом учитывают мощ-
ность, потребляемую двигателем, мощность, теряемую в кабеле,
и к. п. д. трансформатора.
21.	Окончательно насосно-компрессорные трубы проверяют
с точки зрения их прочности и соответствия радиальных габа-
ритов муфт НКТ погружного агрегата и кабеля внутреннему
диаметру эксплуатационной колонны. Первое необходимо, так
как в результате выполненных расчетов может быть сущест-
венно увеличена длина НКТ по сравнению с первоначально
принятой. Проверка ведется на страгивание верхнего резьбо-
вого соединения с учетом веса труб, кабеля, погружного агре-
гата и осевой силы от давления жидкости. Второе необходимо
для определения возможности спуска агрегата без поврежде-
ния кабеля о стенки эксплуатационной колонны.
В ряде случаев данный этап расчета целесообразно выпол-
нять после п. 17.
22.	Находят капитальные затраты на оборудование сква-
жины установками по всем сравниваемым вариантам. В нее
входит стоимость насосно-компрессорных труб, насоса, протек-
9*
259

тора, электродвигателя, кабеля автотрансформатора и станции
управления.
23.	С учетом действующих норм на амортизацию оборудо-
вания определяют эксплуатационные затраты.
24.	Окончательный вариант выбирают исходя из сопостав-
ления годовых затрат, температур нагрева ПЭД и глубин под-
весок насоса.
Методика подбора УЦЭН при неограниченном дебите жид-
кости из скважины отличается от рассмотренной ранее и при-
меняется в тех случаях, когда дебит скважины превышает по-
дачу при соответствующем напоре любой из имеющихся насос-
ных установок. В этом случае решение задачи сводится к опре-
делению такого типоразмера установки, которая, работая в за-
данных условиях, обеспечила бы дебит, наиболее близкий
к максимально возможному, а затраты на подъем 1 т жидко-
сти свела к минимальным.
Решение задачи состоит из нескольких этапов.
1.	Исходя из ориентировочного дебита выбирается диаметр
колонны НКТ.
2.	Для нескольких значений дебита (трех-четырех), близ-
ких к предполагаемому, рассчитывают кривые изменения дав-
ления в колонне НКТ.
3.	Исходя из индикаторной кривой скважины или уравне-
ния притока определяют забойные давления для выбранных де-
битов.
4.	Для принятых дебитов рассчитывают кривые изменения
давления в эксплуатационной колонне в интервале от верхних
отверстий фильтра до плоскости, в которой объемное содер-
жание газа превышает установленный предел.
5.	Задаются несколькими глубинами спуска насоса, при ко-
торых его прием находился бы в интервале глубин с измене-
нием объемного газосодержания от 0,05 (максимальная глу-
бина спуска), до 0,30 (минимальная глубина спуска) при наи-
большем отборе жидкости.
6.	Определяют удельные расходы энергии, необходимой для
извлечения жидкости с выбранных глубин при заданных де-
битах.
7.	Рассчитывают дебиты, обеспечиваемые насосом при вы-
бранных глубинах его спуска.
8.	На основе проведенных расчетов строят кривые зависи-
мостей создаваемого напора от дебита и глубины его подвески.
9.	Используя паспортные характеристики насосов, предпола-
гаемых для использования в скважине совместно с уравнени-
ями, полученными в п. 8, определяют подачи выбранных на-
сосов.
10.	Исходя из определенной подачи рассчитывают темпера-
туру жидкости в стволе скважины.
11.	Определяют вязкость пластовой жидкости, проходящей
через насос, с учетом ее температуры.
260

12.	Корректируют рабочие характеристики выбранных на-
сосов с воды на откачиваемую пластовую жидкость.
13.	С учетом проведенной корректировки уточняют зависи-
мость отбора пластовой жидкости из скважины при различных
глубийах подвески и исходя из полученных зависимостей нахо-
дят дебиты, обеспечиваемые каждым из насосов.
14.	Полученные варианты сочетаний типоразмеров насосов
п глубин их спуска проверяют на надежность работы в период
выхода скважины на установившийся режим работы.
15.	Для вариантов, удовлетворяющих условиям надежной
работы, подбирают электродвигатель и рассчитывают темпера-
туры его обмоток.
16.	Определяют экономический эффект от работы УЦЭН
на каждом из определенных режимов, удовлетворяющих усло-
виям работы ПЭД. Исходя из полученных результатов находят
наивыгоднейший вариант.
§ 4. Винтовые электронасосы
Существенным недостатком центробежных насосов является
его низкая эффективность при работе в скважинах с дебитами
ниже 60 м3/сут и с малыми диаметрами эксплуатационных ко-
лонн. Это явление обусловлено свойствами центробежного на-
соса— степенной зависимостью развиваемого напора от диа-
метра колеса, т. е. в конечном счете от диаметрального габа-
рита насоса.
С другой стороны, высокая единичная мощность агрегата
обусловлена рациональным принципом его компоновки — рас-
положением первичного двигателя в непосредственной близости
от насоса.
Электровинтовые насосы скомпонованы аналогично УЦЭН,
но вместо гидродинамического центробежного насоса исполь-
зуется объемный — винтовой насос. Это решение позволяет ис-
пользовать все преимущества объемного насоса и преимуще-
ства компоновки агрегата ЦЭН.
Принцип действия винтовых насосов заключается в том,
что винт или винты насоса и его обойма образуют по своей
длине ряд замкнутых полостей, которые при вращении винтов
передвигаются от приема насоса к его выкиду. В начальный
момент каждая полость сообщается с областью приема насоса,
при продвижении вдоль оси насоса ее объем увеличивается,
заполняясь перекачиваемой жидкостью, после чего становится
полностью замкнутым. У выкида объем полости сообщается
с полостью нагнетания, постепенно уменьшается, а жидкость
выталкивается в трубопровод.
Винтовые насосы могут быть с несколькими или с одним
винтом. Для перекачивания нефти используются одновинтовые
насосы. У одновинтового насоса замкнутая полость образуется
одним металлическим винтом и резиновой обоймой. Винт имеет
однозаходную плавную нарезку с весьма большим отношением
261

Рис. IX.8. Схема винтового скважинного насоса
L-5
лия от двух
длины витка к глубине нарезки (15—30). Обойма
насоса имеет внутреннюю поверхность, соответст-
вующую двухзаходному винту, у которого шаг
винтовой поверхности равен удвоенному шагу винта
насоса. Винт вращается вокруг своей оси и по ок-
ружности с радиусом, равным ее эксцентриситету.
Для увеличения долговечности насоса и прежде
всего его основных деталей — винты и обоймы, ра-
ботающих в условиях абразивного изнашивания,
сочетающегося с коррозионным воздействием пе-
рекачиваемой жидкости, их изготавливают следу-
ющими: винт из стали с покрытием хромом,
обойму •— из маслотермостойкой резины с высо-
ким сопротивлением абразивному изнашиванию.
Винтовой насос подвешивается в скважине на
насосно-компрессорных трубах вместе с протекто-
ром, электродвигателем и токоподводящим кабе-
лем. Все элементы электропривода у одновинто-
вого насоса такие же, как у центробежного на-
соса.
На рис. IX.8 показан общий вид винтового на-
соса. Он имеет два рабочих винта 4 и 7 и две
обоймы 3 и 6. Прием жидкости из скважины ве-
дется через две фильтровых сетки 2. Нагнетае-
мая жидкость поступает в полость между винтами
и за обоймой 3 проходит к предохранительному
клапану 1 и далее в насосно-компрессорные трубы.
Привод насоса идет от двигателя через протектор
10, пусковую муфту 9 и вал 8. Шарнирные муфты
5 позволяют осям винтов вращаться по окружности
с радиусом, равным эксцентриситету. Осевые уси-
винтов приложены к муфте, расположенной между
ними, и взаимно компенсируются.
Одновинтовые насосы для добычи нефти рассчитаны на по-
дачи 40, 80, 100 м3/сут жидкости и напоры 800 и 1400 м для
применения в 146 и 168 мм колоннах. К. п. д. насосов нахо-
дился в пределах 0,4—0,7. При этом увеличение вязкости пере-
качиваемой жидкости не уменьшает к. п. д. насоса так, у цент-
робежных насосов.
Насосы работают от двигателей с 2800—3000 оборотами
вала в минуту.
В погружных винтовых насосах применяется ряд специфи-
ческих узлов и деталей—пусковая и эксцентриковая муфты,
предохранительный клапан, шламовая труба. Пусковая муфта
служит для соединения вала протектора с валом насоса при
вращении двигателя с рабочим числом оборотов и разъединег
262

пня их в момент запуска электродвигателя. Таким образом
обеспечивается максимальный крутящий момент по валу на-
соса при его пуске.
Помимо этого пусковая муфта не позволяет при обесточи-
вании двигателя вращаться валу насоса в противоположную
сторону.
При аварийном выходе из строя насоса пусковая муфта от-
ключает вал протектора от вала насоса.
Необходимость установки эксцентриковой муфты обуслов-
лена особенностями кинематики насоса. При работе его по-
мимо того, что винт вращается вокруг собственной оси, одно-
временно происходит вращение оси винта, причем направления
этих движений противоположны. Эксцентриковые муфты уста-
навливаются между валом протектора и винтом и между вин-
тами.
Подбор узлов установки винтового насоса по характерис-
тике скважины и откачиваемой жидкости производится в том
же порядке, как и узлы скважинного центробежного насоса
с электроприводом.
Подача насоса (м3/сут) определяется следующей формулой:
Q = eDT пт)о,
где е — эксцентриситет винта; D — диаметр сечения винта; Т —
шаг обоймы; п — число оборотов в минуту; т|0— объемный
к. п. д. насоса.
Объемный коэффициент полезного действия изменяется
в пределах 0,7—0,9. Эта величина зависит от посадки винта
и обойме (с натягом или зазором), характеристики резины и
развиваемого насосом напора.
Мощность привода определяется по известной формуле,
аналогичной формуле для центробежных насосов. К. п. д. при
этом равен
Ч = ЧоТ)мТ)г.
где т]м и г]г — механический и гидравлический к. п. д. насоса.
И та и другая величина принимается по номинальному режиму
работы насоса. Они существенно снижаются при уменьшении
напора насоса и незначительно возрастают при его увеличении
против номинального значения. Механический к. п. д. можно
принимать в пределах 0,75—0,85, а гидравлический — 0,6—0,7.
Глава X
УСТАНОВКИ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ
ГОРИЗОНТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ
Многообразие геологических условий залегания и способов
разработки нефтяных месторождений, а также специфика обу-
стройства месторождений, заключающаяся прежде всего
263

в стремлении увеличить шаг сетки скважин и уменьшить их
абсолютное число, привели к эксплуатации двух, а в ряде слу-
чаев трех и более пластов одной скважиной. Подобный способ
эксплуатации называют одновременным раздельным (ОРЭ).
Одновременная раздельная эксплуатация нескольких плас-
тов через одну скважину включает в себя комплекс техниче-
ских и технологических мероприятий для эксплуатации каждого
из пластов нефтяного месторождения. При этом основным тре-
бованием, предъявляемым к этому оборудованию, является
обеспечение эксплуатации каждого пласта в соответствии
с требуемым режимом, не зависящим от других пластов, экс-
плуатируемых этой же скважиной. В крайнем случае это тре-
бование может сводиться к возможно большему уменьшению
их взаимного влияния.
Помимо извлечения пластовой жидкости оборудование этой
группы позволяет также решать задачу поддержания давления
в каждом пласте при закачке в них воды.
Накопленный опыт одновременной раздельной эксплуата-
ции позволяет сформулировать требования к оборудованию
для реализации этой технологии.
1	— надежное разобщение пластов в течение всего периода
эксплуатации;
2	— возможность проведения всех необходимых технологи-
ческих операций с каждым пластом в отдельности (освоение,
исследование пласта, удаление парафина, промывка и т. п.);
3	— возможность регулирования отбора жидкости из каж-
дого пласта в отдельности или ее закачки;
4	— простота конструкций;
5	— минимальная металлоемкость;
6	— надежность в эксплуатации.
§ 1.	Классификация способов одновременной раздельной
эксплуатации
В настоящее время известно большое число различных соче-
таний оборудования и способов эксплуатации скважин. Их на-
звания обозначают способы эксплуатации в направлении от
забоя скважины к устью, т. е. способ фонтан — насос подразу-
мевает, что нижний пласт эксплуатируется фонтанным спосо-
бом,а"в^рхний — насосным.
Классификация применяемых способов проводится по сле-
дующим признакам:
1.	Назначение скважины.
2.	Сочетание используемых способов эксплуатации.
3.	Каналы подъема пластовой жидкости от пластов на по-
верхность.
Рассмотрим эти признаки более подробно.
I.	По назначению скважины подразделяются на эксплуата-
ционные п нагнетательные. Первые служат для раздельного
264

отбора жидкости из нескольких пластов, вторые — для раздель-
ной закачки в пласты жидкости. Известно также использова-
ние скважин в качестве и нагнетательных и эксплуатаци-
онных.
II.	По применяемым способам можно выделить различные
сочетания оборудования для эксплуатации различных пластов.
В основном используются следующие: фонтан — фонтан, фон-
тан—-насос. При эксплуатации более чем двух пластов, как
правило, применяются однотипные способы, например: фон-
тан—фонтан—фонтан или же ШСН-ШСН-ШСН.
III.	По способу подъема пластовой жидкости на поверх-
ность различаются способы с использованием одной колонны
насосно-компрессорных труб, т. е. со смешиванием продукции
пластов и с использованием параллельных независимых кана-
лов, если смешивание продукции недопустимо.
Цели, решаемые при одновременной раздельной эксплуата-
ции, можно разделить на четыре группы.
I.	Регулирование процесса разработки многопластового мес-
торождения, вскрытого единой сеткой скважин. В этом случае
ОРЭ обеспечивает оптимальный режим работы каждого из
пластов, т. е. их равномерную выработку, требуемые дебиты
каждого пласта в отдельности для продления периода фонтани-
рования всех или одного из пластов, раздельный подъем жид-
кости из каждого пласта — имеющей различные товарные свой-
ства (качество, степень обводненности, содержание вредных
компонентов).
II.	Эксплуатация новых продуктивных пластов работаю-
щими эксплуатационными или нагнетательными скважинами
для получения дополнительной нефти. В этом случае ОРЭ по-
зволяет ввести в эксплуатацию законсервированные пласты
(дополнительная перфорация); уплотнить сетку скважин по
одному или нескольким пластам многопластового месторожде-
ния.
Эти методы ОРЭ используются, как правило, в скважинах,
пробуренных давно и первоначально не предназначенных для
раздельной эксплуатации.
III.	Совмещение процессов разработки газовых, нефтяных
и водяных пластов в специальных скважинах. При этом ОРЭ
решает следующие задачи:
исп	ользование энергии газа одного пласта для подъема
жидкости из другого;
совмещение в одной скважине функций отбора и нагнета-
ния.
Одноколонные системы позволяют проводить в основном
все технологические операции, связанные с удалением пара-
фина, подземный ремонт как и на обычных скважинах. Помимо
этого они проще и имеют меньшую металлоемкость.
Многоколонные системы сложнее, они предусматривают
подъем продукции по концентрично или параллельно распо-
265

Рис. Х.1. Схема раздель-
ного отбора пластовой
жидкости из двух пла-
стов с применением од-
ного накера
Рис. Х.2. Схема струй-
ного насоса в скважине
ложенным колоннам, требуют большого диаметра скважины,
но обеспечивают подъем жидкости каждого пласта по отдель-
ному каналу.
§ 2.	Схемы оборудования для одновременной раздельной
эксплуатации
Схема «фонтан — фонтан»
Схема фонтан — фонтан используется в период разработки
месторождения, когда энергетические запасы пластов обеспе-
чивают фонтанирование.
При использовании этой схемы продукция пластов может
подниматься на поверхность по одному — общему каналу либо
по отдельным каналам, число которых должно быть равно
числу эксплуатируемых пластов. В качестве каналов исполь-
зуются колонны НКТ, располагаемые в эксплуатационной ко-
лонне параллельно или концентрично.
Наиболее простая схема оборудования (рис. Х.1) включаете
пакер 8, устанавливаемый между продуктивными пластами 7
и 9, и колонну НКТ 5. Верхний пласт эксплуатируется по коль-
цевому каналу, образованному эксплуатационной колонной 6
и НКТ 5, а нижний — по колонне НКТ 5. Для установки и
извлечения пакера используется колонна НКТ,
266

Фонтанная арматура, используемая в этом способе, имеет
задвижки 1, 2 для сообщения с внутренними полостями колонн
п штуцеры 3, 4 для регулирования режима отбора жидкости.
Для подъема пластовой жидкости по одной колонне НКТ
используется схема с двумя пакерами, устанавливаемыми выше
кровли каждого пласта. Жидкость поступает из пластов во
внутреннюю полость колонны НКТ через обратные клапаны и
штуцеры и, смешиваясь, поднимается на поверхность. Обрат-
ные клапана исключают возможные перетоки из пласта в пласт,
а штуцеры служат для регулирования отбора жидкости из
каждого пласта.
Эксплуатация двух пластов по этой схеме позволяет ис-
пользовать энергию высоконапорных пластов для интенсифи-
кации добычи из низконапорных (рис. Х.2). Пакер устанавли-
вается на колонне НКТ между насосами. Выше него устанав-
ливается струйный насос, в котором для откачки жидкости из
верхнего I низконапорного пласта используется кинетическая
энергия струи пластовой жидкости, вытекающей из нижнего
// высоконапорного пласта.
В зависимости от взаимного расположения высоконапор-
ного и низконапорного пластов применяют инжекторы, рабо-
тающие на прямой или обратной схеме.
Известна схема с использованием двух концентрично рас-
положенных колонн НКТ (рис. Х.З). При этом в скважину
опускают два ряда НКТ: первый ряд 2 до забоя скважины,
второй 3— до кровли верхнего пласта. Один пакер 5 устанав-
ливают между эксплуатационной колонной 1 и наружным ря-
дом НКТ, второй 4 — между наружным и внутренним рядами
Н1\Т. Наружный ряд 2 перфорирован у нижнего II и верхнего
/ пластов.
При эксплуатации пластовая жидкость поднимается из
нижнего пласта по внутренней полости внутреннего ряда НКТ,
а из верхнего пласта — по кольцевому каналу между наружной
и внутренней колоннами. .
При использовании схемы с применением параллельных ря-
дов НКТ на более длинной колонне устанавливается пакер,
изолирующий нижний пласт от верхнего. Вторая колонна спу-
скается параллельно, и ее башмак располагается выше пакера
в зоне перфорации верхнего пласта. Аналогичным образом мо-
жет быть реализована схема раздельного отбора пластовой
жидкости для трех и более пластов (рис. Х.4). При этом
в скважину спускается число колонн 5 соответственно числу
эксплуатируемых пластов, разделяемых пакерами 6—11.
В верхней части эксплуатационной колонны НКТ 1 могут фик-
сироваться цементными мостами 2, 3, 4.
Опыт эксплуатации скважин с использованием перечислен-
ных схем показал, что:
использование концентрически расположенных колонн резко
усложняет глубинные исследования пласта, эксплуатируемого
267

Рис. Х.З. Схема раздельного
отбора нефти из двух пла-
стов с применением концент-
рично расположенных ко-
лонн нкт
Рис. Х.4. Схема раздельного
отбора жидкости из пяти
пластов
по кольцевому пространству, и удаление парафина; ухудшает
условия фонтанирования, так как течение жидкости происходит
по кольцевому каналу с высоким гидравлическим сопротивле-
нием, увеличенным из-за наличия муфтовых соединений;
применение концентрически расположенных колонн позво-
ляет эксплуатировать пласты с использованием эксплуатаци-
онной колонны меньшего по сравнению с параллельными ря-
дами колонн НКТ диаметра;
использование в качестве канала кольцевого пространства
между эксплуатационной колонной и НКТ нежелательно, так
как приводит к абразивному изнашиванию эксплуатационной
колонны.
Схемы фонтан — механизированный способ
Схемы, в которые входит фонтанный и какой-либо механизиро-
ванный способ добычи, используются в том случае, когда один
из пластов не обладает достаточной энергией для фонтаниро-
вания, а поэтому приходится использовать один из механизи-
рованных способов.
Используются следующие варианты схем: фонтан — ШСП,
ШСП — фонтан; фонтан — ЦЭН, ЦЭН — фонтан; фонтан —
268

t
Рис. X.6. Схема оборудования для
раздельного отбора нефти:
а — верхний пласт эксплуатируется по за-
трубному пространству; б — верхний
пласт эксплуатируется по отдельной ко-
лонне НКТ
Рис. Х.5. Схема оборудования для раздельного отбора нефти из двух
пластов
ГПН, ГПН — фонтан. Кроме того, используются схемы газ-
лифт— фонтан и фонтан — газлифт.
При работе по схеме насос — фонтан оборудование в сква-
жину на колонне труб спускается пакер, разобщающий верх-
ний и нижний пласты. Жидкость из нижнего пласта поступает
на прием скважинного насоса и поднимается по внутренней
полости НКТ. Привод скважинного насоса осуществляется
балансирным станком-качалкой. Пластовая жидкость из верх-
него фонтанирующего пласта поднимается по кольцевому ка-
налу, образованному эксплуатационной колонной и НКТ. Рас-
ход жидкости регулируется на устье с помощью штуцера.
При работе по схеме фонтан — ЦЭН или ЦЭН — фонтан
внутрискважинное оборудование может компоноваться по
рис. Х.5. В установке (рис. Х.5, а) ЦЭН имеет обычное испол-
нение, т. е. электродвигатель располагается ниже насоса. На-
сос вместе с электродвигателем располагают в кожухе 6,
в верхней части которого крепится распределитель 3, внутри
269

которого на трубах 2 располагается плунжер с манжетными
уплотнениями. Плунжер перемещается посредством гидроподъ-
емника, установленного на устье скважины. При нижнем поло-
жении плунжера продукция нижнего пласта поступает по цент-
ральному каналу пакера 8 в НКТ 7, в кольцевой канал между
кожухом и ЦЭН и через продольные каналы распределителя
по кольцевому каналу между наружным 1 и внутренним 2 ря-
дами НКТ подается на поверхность. Пластовая жидкость из
верхнего пласта поступает через радиальное отверстие 5 на
прием насоса и через центральный канал 4 распределителя по-
дается по внутреннему ряду НКТ на поверхность. Распредели-
тель 3 переключают при освоении нижнего пласта. При этом
ЦЭН не работает, а жидкость из нижнего пласта поднимается
но внутренней колонне НКТ.
При эксплуатации по схеме ЦЭН — фонтан (рис. Х.5, б)
насос и протектор размещены под электродвигателем, и жид-
кость из нижнего пласта поступает на прием насоса. Выходя
из него, жидкость по кольцевому пространству между кожухом
и двигателем с протектором поступает во внутренний канал
распределителя и поднимается на поверхность по внутренней
колонне НКТ. Пластовая жидкость из верхнего пласта направ-
ляется к поверхности по кольцевому пространству между внут-
ренними и наружными НКТ.
При использовании в качестве насоса гидропоршневой ус-
тановки внутрискважинное оборудование может компоноваться
по схеме (рис. Х.6, а). Пласты разобщаются пакером 5, уста-
новленным на колонне НКТ 1. Выше пакера колонна соединена
с кожухом 3, внутри которого расположен гидропоршневой на-
сос 4. В верхней части кожух соединен с колонной НКТ, по
которой подается рабочая жидкость для привода насоса. От-
качиваемая гидропоршневым насосом жидкость в смеси с ра-
бочей жидкостью, поступающей из верхнего фонтанирующего
пласта, поднимается по кольцевому пространству между экс-
плуатационной колонной 2 и НКТ 1.
Для работы по обратной схеме используется оборудование
(рис. Х.6, б). В этом случае пакер 5, разделяющий пласты,
имеет межзонный клапан 7, через который пропущен хвостовик
6 гидропоршневого насоса 4. Рабочая жидкость подается к аг-
регату по внутренней колонне НКТ 2, а смесь ее с пластовой
жидкостью поднимают насосом по кольцевому каналу между
внутренним 2 и наружным 1 рядом НКТ. Продукция фонтани-
рующего пласта поднимается по колонне труб, спущенной па-
раллельно концентрично расположенным НКТ.
Схемы механизированный способ — механизированный способ
Эту группу схем, применяемых тогда, когда оба пласта тре-
буют механизированной добычи, часто называют насос — насос.
Они наиболее сложны, так как оба способа требуют подвода
270

Рис. Х.7. Схема раздельного отбора нефти из двух пластов ШСН
Рис. Х.8. Схема раздельного отбора нефти нз двух пластов ШСН
Рис. Х.9. Схема оборудования скважины для раздельной эксплуатации двух
пластов ЦЭН:
/ — якорь; 2 — расходомер; 3 — регулятор; 4 — пакер
энергии к двум насосам. Это усложняет конструкцию обору-
дования и затрудняет подземный ремонт и исследование
пластов.
Обычно применяется следующее сочетание внутрискважин-
ного оборудования штанговых скважинных насосах, подвешен-
ных на одной колонне штанг: внутрискважинное оборудование
(рис. Х.7) включает в себя колонну НКТ с пакером 3, уста-
новленным между продуктивными пластами (2, 5) выше и ниже
пакера располагают скважинные насосы 1. 4, плунжеры кото-
рых приводятся в действие одной колонной штанг. Колонна
штанг перемещается балансирным станком-качалкой.
271

Продукция нижнего пласта поступает на прием нижнего
насоса и поднимается по внутренней полости НКТ через ци-
линдр и клапаны поршня верхнего насоса. Продукция верх-
него пласта поступает на прием верхнего насоса и, смешиваясь
в цилиндре с продукцией нижнего пласта, поднимается по ко-
лонне НКТ.
Диаметры насосов подбираются таким образом, чтобы пло-
щадь поперечного сечения плунжера верхнего насоса была
больше и обеспечивала пропуск продукции нижнего и верх-
него пластов.
Применяются также схемы ШСН — ШСН с параллельными
рядами НКТ (рис. Х.8). Наземное оборудование состоит из
балансирного станка-качалки со специальной головкой 1, на
которой закреплены две канатные подвески 2, или же из двух
балансирных станков-качалок с независимыми канатными под-
весками и устьевого оборудования 3.
Подземное оборудование состоит из двух колонн НКТ 4, 5,
одна из которых 4 несет скважинный насос 7 для эксплуата-
ции нижнего пласта и пакер 8, вторая колонна НКТ 5 (или же
колонна полых штанг) несет скважинный насос 6 для эксплуа-
тации верхнего пласта. По сравнению с предыдущей эта схема
позволяет эксплуатировать оба пласта независимо друг от
друга, но имеет большую металлоемкость.
По аналогичным схемам может вестись раздельная эксплуа-
тация трех пластов. В этом случае два пласта эксплуатиру-
ются двумя последовательно установленными насосами, а тре-
тий— по параллельной колонне НКТ самостоятельным насо-
сом.
Кроме того, известны схемы эксплуатации нескольких плас-
тов одним скважинным насосом. В этом случае жидкость от
каждого пласта поступает на прием насоса либо через специ-
альные штуцеры, обеспечивающие ее отбор из всех пластов
в необходимом соотношении, либо через распределительное уст-
ройство, управляемое за счет перемещения или поворота ко-
лонны НКТ, либо плунжером насоса, переключающим его че-
рез определенное количество ходов.
Раздельный отбор нефти ЦЭН
ЦЭН, как правило, используются в тех случаях, когда возмож-
ный отбор жидкости из каждого пласта не менее 40—50 м3/сут.
При меньших отборах экономически выгодно использовать
ШСН.
Погружные центробежные агрегаты разработаны для экс-
плуатации двух пластов, когда один из них фонтанирующий,
а другой — насосный, или когда оба пласта должны эксплуати-
роваться насосами.
При эксплуатации двух пластов насосами (рис. Х.9) жид-
кость из обоих проходит через регулятор отбора 3, где дав
272

Рис. Х.10. Схема оборудования при попеременном от- t
боре жидкости из двух пластов ГПН:
/ — выкид отработавшей и добытой жидкости; 2 — гидрав-
лический домкрат; 3 — выход газа; 4 — подвод рабочей жид-
кости; 5 — ГПН; 6 — пакер; 7 — хвостовик; 8 — межзонный
клапан
ление потоков жидкости выравнивается.
Расход регулируется за счет смены дроссе-
лей, происходящей при подаче импульса
давления в НКТ.
Расходомер 2 служит для замера де-
бита одного из пластов. Его показания
в виде электрических сигналов передаются
на поверхность по проводам, по которым
определяют дебит жидкости из второго пла-
ста. Свободный газ удаляется из жидкости,
поступающей на прием ЦЭН через отвер-
стие в якоре 1, и уходит в затрубное про-
странство НКТ.
Раздельный отбор нефти ГПН
Применение гидропоршневых насосов обес-
печивает более широкие возможности од-
новременной эксплуатации пластов с раз-
личными параметрами.
При эксплуатации одним ГПН двух пла-
стов (рис. Х.10) они разделяются пакером,
снабженным межзонным клапаном. При
эксплуатации нижнего пласта колонна НКТ вместе с ГПН спу-
скается вниз, хвостовик открывает клапан, и насос отбирает
жидкость из полости, расположенной под пакером. Эксплуата-
ция верхнего пласта ведется при приподнятой колонне; в этом
случае клапан закрыт и жидкость из полости, расположенной
над пакером, отбирается ГПН. Рабочую жидкость к ГПН под-
водят по внутренней колонне НКТ, а отводят смесь пластовой
и рабочей жидкости по кольцевому пространству между внут-
ренними и наружными НКТ.
Устьевая арматура вместе с двумя концентрически распо-
ложенными колоннами НКТ устанавливается на устье с по-
мощью гидравлических домкратов. Последние поднимают и
опускают колонны и ГПН при эксплуатации то верхнего, то
нижнего пласта.
Независимый отбор продукции с отводом газа из двух плас-
тов обеспечивается реализацией схемы с использованием двух
независимых ГПНА.
В этом случае в скважину по двум параллельным колоннам
НКТ спускают два ГПН. Внутри каждой колонны концент-
рично расположена колонна НКТ для подвода рабочей жид-
273

кости к агрегату. Для отвода газа нижнего пласта спускается
отдельная колонна НКТ малого диаметра. Пакер разделяет
верхний и нижний пласты. Через него пропущены трубы для
отвода газа и подачи пластовой жидкости на прием агрегата.
Подача рабочей жидкости и отвод смеси пластовой и рабочей
жидкости осуществляются для каждого агрегата независимо
друг от друга.
Существует еще ряд схем для раздельной эксплуатации
пластов с помощью ГПН. Общим для всех схем является пред-
почтительная область их применения в глубоких (до 2000—
2400 м), имеющих искривление или наклонно-направленных
скважинах.
§ 3.	Схемы оборудования для одновременной раздельной
закачки воды
Одной из основных задач при разработке многопластовых неф-
тяных месторождений является обеспечение дифференцирован-
ной закачки воды в пласты, что обусловлено их различной про-
ницаемостью. Для вовлечения слабопроницаемых пластов в раз-
работку необходимо также регулировать перепады давления
в каждом пласте отдельно.
Опыт поддержания пластового давления показывает, что
оборудование для раздельной закачки должно обеспечивать
требуемые режимы в условиях, когда пласты с различной про-
ницаемостью расположены в произвольном порядке; давления
нагнетаемой в них жидкости отличаются в несколько раз; сква-
жины должны ремонтироваться без подъема НКТ; металло-
емкость оборудования должна быть минимальной; должна быть
обеспечена возможность опрессовки элементов внутрискважин-
ного оборудования, а также проведения исследований по каж-
дому пласту в отдельности.
Рассмотрим основные схемы оборудования для раздельной
закачки воды в пласт.
При расположении насосов, подающих жидкость в пласт, на
поверхности схема для закачки воды в два пласта предусмат-
ривает применение одной колонны НКТ и одного или двух
пакеров.
Закачка воды идет по двум каналам — по колонне НКТ и
кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной ко-
лонной.
Для профилактических мероприятий предусматриваются
муфты перекрестного течения и специальные промывочные кла-
пана. Иногда используют две колонны концентрично располо-
женных нкт.
При разработке многопластовых месторождений необхо-
димо раздельно закачивать воду в несколько пластов. При
этом используют одну колонну НКТ с соответствующим числом
пакеров. Между пакерами располагаются регуляторы расхода,
274

которые устанавливаются в специальном кармане напротив
каждого пласта. Монтируют и снимают регуляторы с помощью
। росов в любой последовательности без прекращения закачки
жидкости. Число пластов, в которые можно таким образом
закачивать воду, не ограничено.
Расход воды в каждый пласт регулируется с помощью ре-
гулятора, представляющего собой либо саморегулирующийся
дроссель переменного сопротивления, либо штуцер. При необ-
ходимости прекратить подачу в какой-либо пласт в регулятор
устанавливается «глухой» штуцер.
Расход жидкости, закачиваемой в каждый пласт, контроли-
руется дистанционными глубинными расходомерами, опускае-
мыми на различную глубину.
В ряде случаев в качестве источника воды для закачки ис-
пользуется водоносный пласт, вскрываемый одной и той
же скважиной. В том случае, если давление в водоносном пласте
достаточно, колонну НКТ снабжают регулируемым штуцером,
а между водоносным и нефтяным пластами устанавливается
пакер. В тех случаях, когда давление в водоносном пласте
недостаточно для закачки требуемого объема жидкости, на
колонне НКТ может быть спущен ЦЭН, обеспечивающий соз-
дание необходимого перепада давлений.
Закачка воды и отбор нефти в одной скважине
В ряде случаев возникает необходимость в использовании од-
ной и той же скважины и для закачки воды в один пласт, и
для отбора нефти из другого пласта. Подобные условия могут
возникать при различных коллекторских свойствах пластов при
которых для одного пласта с высокой проницаемостью фронт
воды, вытесняющей нефть, уже подошел к данной скважине,
а другой пласт — с низкой проницаемостью — еще продолжает
давать нефть.
Схема оборудования для эксплуатации подобных скважин
в зависимости от их взаимного расположения предусматривает
применение одного или двух пакеров.
При расположении продуктивного пласта сверху можно ис-
пользовать два пакера (рис. Х.11, а). Верхний пакер отделяет
затрубное пространство от нефтяного пласта, а нижний разоб-
щает пласты. Закачиваемая жидкость поступает по кольцевому
пространству между НКТ и эксплуатационной колонной через
муфту перекрестного потока в концентрический патрубок, про-
должение которого ниже второго пакера выполняет функции
хвостовика. Отбираемая из верхнего пласта жидкость по той
же муфте перекрестного тока подается в колонну НКТ и по
ней поднимается на поверхность.
При расположении продуктивного пласта внизу схема обо-
рудования упрощается (рис. Х.11, б) и включает колонну НКТ
с одним пакером, разделяющим пласты. Нефть из нижнего
275

Пласта поднимается по ко-
лонне НКТ, а закачиваемая
вода идет по кольцевому
пространству.
При необходимости вести
механизированный отбор пла-
стовой жидкости может ис-
пользоваться схема, включаю-
щая в себя показанное на
рис. Х.11 внутрискважинное
оборудование. При этом выше
его в колонне НКТ устанавли-
вается или ШСН, или ЦЭН,
или ГПНА, обеспечивающий
отбор жидкости из продуктив-
ного пласта. В данной схеме
пакеры снабжаются шлипсо-
выми механизмами, обеспечи-
вающими восприятие осевых
Рис. Х.11. Схема закачки воды и от- усилий.
бора нефти через одну скважину	Жидкость, поступающая из
верхнего пласта по муфте пе-
рекрестного течения, отводится по трубе во внутреннюю по-
лость колонны НКТ и поступает на прием скважинного насоса,
выйдя из которого, поднимается по колонне НКТ. Закачиваемая
жидкость по кольцевому пространству между НКТ и эксплуа-
тационной колонной опускается вниз, попадает в кольцевое
пространство между колонной НКТ и трубой и через муфту
перекрестного потока направляется к нижнему пласту.
Применение подобных схем позволяет более оперативно
проводить закачку воды и извлечение нефти из скважин, экс-
плуатирующихся на месторождениях с неоднородными свой-
ствами пластов.
§ 4.	Оборудование для раздельной эксплуатации скважин
и его расчет
Как следует из описания схем раздельной эксплуатации, в ком-
плект оборудования входят: специальное устьевое оборудова-
ние— крестовики, планшайбы, узлы сальников, регуляторы
расхода; внутрискважинное оборудование — промывочные кла-
паны, муфты перекрестного течения, уплотнения, пакеры, шлип-
совые механизмы, обратные клапаны и т. п.
Рассмотрим более подробно отдельные примеры конструк-
ций этих элементов.
При раздельной эксплуатации фонтанирующих пластов мо-
жет использоваться сдвоенная фонтанная арматура (рис. Х.12)
тройникового типа. Над колонной головкой устанавливается
трубная головка, состоящая из крестовины 9, к боковым флан-
276

нам которой присоединены задвижки 10. В верхнюю кониче-
скую расточку крестовины вставлены два конических трубодер-
жателя 7 и 8, на которых подвешены параллельные колонны
груб. Над крестовиной устанавливается двухпроходной пере-
водник 6. К его верхнему фланцу крепится сдвоенная прямо-
точная задвижка 5. Для регулировки режима работы пластов
служат устьевые штуцера, устанавливаемые в двух струнных
Рис. Х.12. Общий вид сдвоенной фонтанной арматуры
выкидных линиях 1 и 4. В верхней части арматуры на прямо-
точной центральной задвижке 3 установлены лубрикаторы 2.
В описанном оборудовании оригинальным узлом является
крестовик 9 с коническими трубодержателями, остальные узлы
и детали заимствованы из фонтанной арматуры.
Конструкция оборудования устья позволяет последователь-
ный спуск насосно-компрессорных труб, работу с клиновыми
захватами и элеваторами, использование превентора и прове-
дения прямой и обратной промывки скважины.
Оборудование устья устанавливается на фланец кондук-
тора, навинченный на верхнюю его трубу, и крепится посред-
277

ством болтов. К верхнему фланцу крестовины крепится упор-
ный фланец, на котором расположена упорная шайба с отвер-
стиями, через которые пропущены удерживаемые колонны
НКТ. Выше упорного фланца располагается фланец с вверну-
тым патрубком для размещения превентора.
При эксплуатации пластов скважинными насосами может
использоваться планшайба, закрепленная шпильками на
фланце колонной головки. В планшайбе имеются две ступенча-
тые расточки, в которые вставлены две муфты. Зазор между
муфтами и планшайбой герметизируется кольцевыми уплотне-
ниями. В нижней части муфт имеется резьба для соединения ее
с насосно-компрессорными трубами, в верхней части —резьба
для соединения с устьевым сальником. Сбоку каждого корпуса
устьевого сальника имеется отвод с фланцем для транспорти-
рования продукции пласта, а верхняя часть снабжена уплотне-
нием, подтягиваемым регулировочной гайкой.
Для обеспечения заданного расхода закачиваемой в пласт
воды применяются регуляторы расхода, обеспечивающие в за-
висимости от условий эксплуатации поддержание постоянного
расхода или давления закачиваемой жидкости.
Помимо регуляторов расхода применяются регуляторы от-
бора жидкости, спускаемые в скважину на проволоке и уста-
навливаемые, например, с помощью шарнирного отклонителя
в нишу корпуса. Регулятор расхода обеспечивает постоянство
отбора жидкости из пласта и не допускает появления противо-
тока жидкости в пласт при снижении пластового давления либо
увеличения давления во внутренней полости НКТ.
Для создания встречных потоков во внутрискважинном обо-
рудовании применяются узлы перекрестного течения для на-
правления потока жидкости, идущего сверху по насосно-ком-
прессорным трубам в затрубье и наоборот. Подобная муфта
может быть установлена, например, над пакером. В этом случае
жидкость, подаваемая по колонне НКТ, будет выходить в коль-
цевое пространство, а жидкость, идущая снизу по колонне
труб, будет направляться в кольцевое пространство, образо-
ванное НКТ и вторым, концентричным рядом труб, вворачи-
ваемых сверху в корпус.
Пакер служит для длительного разобщения внутренних по-
лостей колонн труб, а также для создания неподвижности уп-
лотняющих устройств и различных элементов внутрискважин-
ного оборудования, связанного с ним. Пакер работает в слож-
ных условиях под действием значительных усилий, давлений,
температур. Он может быть окружен агрессивной жидкостью.
При одновременной раздельной эксплуатации применяется
пакер ПНГО-160 (рис. Х.13). Он состоит из двух частей, пере-
мещающихся относительно друг друга в осевом направлении.
В верхней части располагается головка 1, в которой разме-
щены центрирующие подпружиненные башмаки 2, удерживае-
мые штифтами 3. Головка имеет три паза для шлипсов 4, хво-
278

Рис. Х.13. Пакер
ПНГО-160
Рис. Х.14. Картина сил, приложен-
ных к уплотнительным элементам
пакера
стовики которых размещены в Т-образных пазах стакана 6.
В нижнюю часть пакера входит корпус 8, на котором установ-
лена самоуплотняющаяся манжета 9. Корпус через переводник
7 соединен со стаканом. В нижней части корпуса установлен
откидной клапан 10, фиксируемый в закрытом положении пру-
жиной 11. Верхняя и нижняя части пакера подвижно соеди-
нены патрубком 5.
Пакер устанавливают с помощью НКТ или штанг, на кото-
рых закреплен толкатель, упирающийся в бурт нижней части
пакера. При этом хвостовик открывает клапан. В процессе
спуска, благодаря наличию сил трения между башмаками и
колонной, пакер растянут, а шлипсы находятся в нижней части
пазов головки.
После достижения места установки пакера толкатель извле-
кается из скважины и спускается колонна подъемных труб со
специальным фильтром, который своим хвостовиком открывает
откидной клапан, а буртом садится на торец головки и пере-
мешает верхнюю часть пакера относительно нижней. При этом
шлипсы раздвигаются и вступают в контакт с эксплуатацион-
ной колонной.
При перемещении пакера по внутренней полости труб
шлипсы скользят по их поверхности до тех пор, пока не по-
падут в зазор между торцами труб. За счет этого шлипсы вы-
ходят из пазов, пакер сжимается и фиксируется в скважине.
После фиксации пакера зазор герметизируется самоуплотняю-
щейся манжетой 9.
279

Для извлечения пакера в скважину опускается труболовка,
улавливающая пакер за верхнюю часть. Она растягивает его,
после чего становится возможным извлечь его на поверхность.
При расчете уплотнений пакера необходимо прежде всего
определить систему сил, действующих на них (рис. Х.14). На
пакер действуют:
1.	Нагрузка со стороны НКТ G, которая используется для
деформирования уплотнительных элементов при постановке па-
кера.
2.	Силы трения потока закачиваемой жидкости о колонну
НКТ при течении жидкости по кольцевому пространству Тк, и
колонне НКТ Тт.
3.	Силы, обусловленные забойными давлениями жидкости,
закачиваемой по колонне НКТ Рзг и кольцевому простран-
ству РзК.
4.	Сила трения уплотнений об эксплуатационную колонну
Р тр-
Для упрощения расчета примем, что давление под пакером
действует на всю площадь кольца, образованного внутренним
диаметром эксплуатационной колонны и внутренним диаметром
НКТ, колебания температуры при закачке воды отсутствуют.
Для равновесия пакера необходимо, чтобы система прило-
женных к нему сил была уравновешена. Спроектировав все
силы на ось пакера, получим
G +	(D2 _ Рзк + о,5 (7Т + тк) -f- Ртр = — (О2 - d2) р- Г (X. 1)
4	4
где
Рзт = Рут + Ррё. - &Рт>
Рз К = Ру К + PPS-
Н — глубина установки пакера, Hpg—гидростатическое давле-
ние на глубине установки пакера, р — плотность жидкости, D —
внутренний диаметр эксплуатационной колонны, рут и рук —
устьевые давления в колонне НКТ и кольцевом пространстве;
Арт и Дрк — гидравлические потери напора при закачке жид-
кости соответственно по колонне НКТ и кольцевому простран-
ству; dn, dB — соответственно наружный и внутренний диа-
метры нкт.
Силы трения 7т и Тк определяются по формулам
Тт = 0,1р
2dB
£
4
где ?.т,	— коэффициенты сопротивления движения жидкости
соответственно в НКТ и кольцевом пространстве; vT, v# — ско-
280

роста движения жйдкостй соответственно в НКТ и кольцевом
пространстве.
Максимальное возможное давление р3т, при котором пакер
будет находиться в равновесии, можно определить исходя из
наименее благоприятного сочетания действующих сил, когда
закачка по кольцевому пространству прекратится. В этом слу-
чае рУк=0; Гк=0; Дрк=0.
Подставив эти значения в формулу и выразив р3т, получим
_ 4 [G + 0,25n/7pg (D2 - 4) + 0,5Тт + FTp]
Пакер должен быть рассчитан также на максимальное
устьевое давление, при котором он будет неподвижным. Это
давление можно найти из предыдущей формулы, при том что
приемистость пласта отсутствует, т. е. Q=0. В этом случае
Рз т = Ру + Hpg<
так как Дрт=0; Тт—О,
4 [G - 0,25n//pg (d| - d2) + fTp]
На эти давления и должен быть рассчитан пакер.

Раздел Ш
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО
РЕМОНТА И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
Современная техника разработки нефтегазовых месторождений
и эксплуатации скважин не обеспечивает долговечности соб-
ственно скважины и спущенного в нее оборудования в течение
всего срока «жизни» месторождения. За время эксплуатации
как сама скважина, так и ее эксплуатационное оборудование
неоднократно, хотя и с различной частотой, отказывают. По-
этому разработка нефтегазового месторождения постоянно со-
провождается целым рядом операций, поддерживающих в ра-
ботоспособном состоянии весь эксплуатационный фонд сква-
жин, т. е. функционирование каждой из скважин для добычи
нефти или газа, а также для нагнетания или скважин для тех-
нологических процессов.
Для этого на подавляющей части нефтяных или газовых
промыслов становится необходимо по мере «старения» про-
мысла с нарастающей частотой выполнять работы, обычно на-
зываемыми подземным ремонтом скважин, для восстановления
изношенного или поврежденного ствола скважины, ее фильтра,
а иногда и устьевой части, т. е. колонной головки. Все эти ра-
боты принято называть капитальным ремонтом скважин.
К этому процессу относятся также работы по изоляции подош-
венных вод пласта и его прифильтровой зоны, работы, связан-
ные с переходом на эксплуатацию нового горизонта, по забу-
риванию новых стволов и т. д. Капитальный ремонт скважин
выполняется специальной службой, в которую входят бригада
капитального ремонта скважин с соответствующими машинами,
оборудованием, установками и инструментами.
Обеспечение работоспособности оборудования, спущенного
в скважину для ее эксплуатации, т. е. оборудования для подъ-
ема пластовой жидкости или газа, относится к текущему ре-
монту скважин. Это прежде всего работы по смене изношенных
штанговых насосов, а иногда по чистке песчаных скважинных
пробок, депарафинизации и удалению смол, солей. Текущий
ремонт выполняется специальной службой, в состав которой
входят бригады текущего ремонта скважин, оснащенные спе-
циальным оборудованием.
После капитального ремонта, а часто после окончания бу-
рения скважины становится необходимым ее освоение. Освое-
ние выполняется службами освоения или капитального или
текущего ремонта скважины с помощью специального или уни-
версального оборудования. В ряде случаев освоение скважин
282

выполняется буровыми организациями с помощью оборудова-
ния, которым бурилась скважина.
Текущий ремонт скважин — самый массовый и в то же
время самый тяжелый и трудоемкий из всех процессов нефте-
газодобывающей промышленности. На промыслах Советского
Союза ежегодно выполняется около 250 тысяч текущих ремон-
тов скважин. Сложность механизации, а тем более автоматиза-
ции этого процесса, особенно в условиях Севера и заболочен-
ных территорий, является главной причиной высокой его трудо-
емкости и наличия большого числа весьма тяжелых ручных
операций.
Капитальный ремонт скважин, хотя и не столь массовый,
как текущий (объемы работ по нему в СССР составляют 15—
20 тыс. скважин в год), отличается от текущего значительной
продолжительностью. Интенсивность ручного труда при капре-
монте примерно так же велика, как и при текущем ремонте.
Во время текущего и капитального ремонтов или освоения
скважины ремонтируемая или осваиваемая скважина простаи-
вает. Недобор нефти из-за простоя таких скважин весьма ве-
лик. В подавляющих случаях ремонт скважин начинается или
после полного прекращения подачи нефти, или после значи-
тельного снижения дебита. Как показывают исследования, ус-
корение выполнения ремонтов скважин, а главное, его свое-
временное выполнение, без запаздываний, позволило бы зна-
чительно увеличить добычу нефти.
Более раннее начало выполнения ремонтов скважин при
сохранении удельных затрат труда и времени возможно лишь
при увеличении численности бригад текущего и капремонта,
а сокращение затрат времени на каждый из ремонтов при со-
хранении существующей технической оснащенности бригад воз-
можно лишь за счет интенсификации труда. Социальный фактор
в условиях нашей страны полностью исключает ускорение вы-
полнения ремонтов за счет интенсификации и без того тяже-
лого труда бригад текущего и капитального ремонтов.
Поэтому, кроме организационных факторов, постоянно со-
храняющих свое значение для дальнейшего роста производи-
тельности труда в таких многооперационных, сложных процес-
сах, решающее значение для эффективности их выполнения,
интенсивности и производительности труда имеют эффектив-
ность и обеспеченность применяемых и создаваемых машин,
оборудования, агрегатов, сооружений, инструмента и средств
механизации и автоматизации.
Применяемый в настоящее время комплекс технических
средств для этих процессов весьма велик по номенклатуре, ти-
пажу и назначениям и отличается исключительным многооб-
разием типов, типоразмеров параметров и характеристик ма-
шин, оборудования, агрегатов, сооружений, инструмента и
средств механизации. В основном это объясняется разнообра-
зием операций, составляющих процессы. Это объясняется и
283

тем, что часты случаи, когда даже для выполнения одних и
тех же операций разными заводами, фирмами выпускаются
совершенно разные по схеме, а тем более по конструкции ма-
шины, оборудование и инструмент и, особенно, средства меха-
низации, что часто объясняется производственными и кон-
структорскими традициями, возможностями, уровнем развития,
масштабами производства, а иногда и патентными соображе-
ниями.
Поэтому для изучения комплекса технических средств, при-
меняемых для выполнения ремонтов и освоения скважин,
весьма важны классификация и систематизация как самих тех-
нических средств, так и операций, для выполнения которых они
предназначаются.
Глава XI
СТРУКТУРА ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА
И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН.
КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИМЕНЯЕМОГО ОБОРУДОВАНИЯ
§ 1. Пооперационная структура процессов ремонта
и освоения скважин
Службой текущего ремонта скважин выполняются ремонты
разного назначения. К ним относятся смена штангового встав-
ного или невставного скважинных насосов, смена ЦЭН или
ЭВН, замена гидропоршневого насоса или газлифтного или
фонтанного оборудования, иногда чистка песчаных пробок, де-
парафинизация НКТ и штанг, удаление смол и солей из сква-
жины, изменение глубин подвески насосов или подъемников,
установка и извлечение пакеров, некоторые ловильные опера-
ции. Таким образом, процесс текущего ремонта скважин отно-
сится к многоцелевым. Основанием для того, чтобы его можно
было рассматривать в качестве одного процесса, является вы-
полнение его одной службой и наличие, независимо от назначе-
ния, одинаковых групп составляющих его операций при каж-
дом случае ремонта скважин.
1 Процесс текущего ремонта скважин независимо от его наз-
начения состоит из транспортных, подготовительно-заключи-
тельных, спуско-подъемных, технологических операций.
Целью транспортных операций является доставка комплекса
средств выполнения ремонта к скважине и от нее. Цель подго-
товительных операций — подготовка скважины и приустьевой
зоны к выполнению спуско-подъемных операций, для подъема
из скважины оборудования и его спуска в скважину, а также
подготовка к выполнению технологических операций.
Важное значение для совершенствования оборудования,
применяемого для текущего ремонта скважин, имеет анализ
затрат труда и времени на основные группы операций, состав-
284

ляющих этот процесс. Методически анализ целесообразно вы-
полнять путем построения графиков в координатах усилие —
время, где под усилием имеется в виду средняя квадратиче-
ская величина усилий, необходимых для выполнения данной
группы операций на протяжении всего времени их выполнения
(рис. XI.1).
Как видно, использование вставного насоса позволяет
резко ускорить ремонт и сократить его трудоемкость. В первых
двух случаях затраты времени на технологические операции,
т. е. на смену насоса, несущественны, в третьем случае, наобо-
рот, значительны.
Рис. XI. 1. Баланс времени и затрат труда на выполнение групп операций те-
кущего ремонта скважин:
а — смена невставного насоса; 7'рС—полное время ремонта; 1 — транспортные опера-
ции; 2— подготовительные операции; 3 — подъем штанг; 4—подъем труб; 5 — замена
невставного насоса; 6, 7 — спуск труб и штанг; 8 — заключительные операции; б — сме-
на вставного насоса; в — чистка песчаной пробки
штрихованная область — время технологической операции
Из показанных графиков видно, что ремонт одной и той
же скважины требует весьма разных затрат времени в зависи-
мости от его цели.
Построение аналогичных графиков баланса времени подзем-
ного ремонта скважин в различных регионах нашей страны поз-
воляет выделить типичные для трех главных регионов случаи,
характеризуемые резко отличающимися затратами времени на
транспортные операции, что объясняется различными природно-
климатическими условиями в регионах.
Важное значение имеет степень загруженности применяе-
мого оборудования работой, т. е. выполнением операций, для
которых оно предназначается. Загруженность оборудования
для спуско-подъемных операций меняется в широких пределах,
зависящих прежде всего от затрат времени на транспортные
и подготовительно-заключительные операции. Загруженность
или степень использования обычно определяется как отношение
Хнсп = ^"оп/Гц,
где Топ — время выполнения операций с помощью оборудова-
ния; Тц — время цикла всех операций процесса.
285

Тогда для рассматриваемого случая
Кксп — Трс/Тц,
для районов с особо тяжелыми дорожно-климатическими ус-
ловиями из-за больших затрат времени на транспортные опера-
ции, а в значительной степени и на подготовительные, величина
Лисп часто составляет лишь 0,3—0,5. Отсюда следует важность
создания технических средств для резкого сокращения затрат
времени на эти операции, т. е. прежде всего на транспортные.
Текущий ремонт скважины выполняется не ради спуско-
подъемных операций, которые обусловлены конструктивным ис-
полнением скважины, насосного оборудования и способами вы-
полнения ремонта, а для выполнения операций, названных
нами технологическими. Однако, как видно из графиков, на
эти операции затрачивается, как правило, очень небольшая
доля времени от времени цикла ремонта, составляющая 0,05—
0,3. Очевидно, что в резком многократном— сокращении доли
времени на остальные группы операций заложены главные ре-
зервы интенсификации процесса текущего ремонта в целом.
Совершенно особое значение по влиянию на трудоемкость
и суммарные затраты времени текущего ремонта в целом, как
видно из графиков, имеет группа спуско-подъемных операций,
выполняемых при ремонте любого назначения.
Каждая из четырех групп операций, в свою очередь, со-
стоит из нескольких отличающихся и выполняемых разными
устройствами операций. Проектирование новых более раци-
ональных технологий выполнения этих операций и оборудова-
ния для их реализации и его эксплуатации возможны лишь при
условии четкого определения состава групп операций, их вы-
полнения, параметров, характеристик, специфики условий вы-
полнения, для чего прежде всего необходимо внесение ясности
в предоставлении о пооперационной структуре каждой из групп
операций и всего процесса ремонта в целом (рис. XI.2).
Наиболее структурно сложной группой является группа спу-
ско-подъемных операций. Она, как и группы технологических
операций, одновременно являются и наиболее специфичными,
свойственными только нефтегазодобывающей промышленности.
И, наоборот, транспортные и подготовительно-заключительные
операции структурно менее сложны, а по своей специфике ана-
логичны общепромышленным транспортным или строительно-
монтажным операциям.
Службой капитального ремонта также выполняются ре-
монты, цель которых — восстановление целостности ствола
скважины путем исправления смятой колонны обсадных труб
или цементного кольца, изоляция вод по стволу скважины или
пластовых, изоляция подошвенных вод пласта, переход на экс-
плуатацию нового горизонта, ликвидация сложных внутрисква-
жинных аварий, ремонт устьевой или фильтровой части сква-
жины.
286

Рис. XI.2. Пооперационная структура текущего ремонта скважин

Рис. XI.3. Пооперационная структура капитального ремонта скважин
Особенностью капитального ремонта скважин является не-
обходимость в целом ряде случаев выполнять операции, анало-
гичные операциям, осуществляемым при сооружении скважин,
т. е. транспортировку и монтаж буровой установки, и все
остальные операции по проводке, заканчиванию и освоению
скважины (рис. XI.3).
288

Технологические процессы
| Смена трубного ШСН
Г Смена вставного ШСН
| Смена ЦЭН и ЭВН
[Смена НКТ У ШСН
| Смена Штанг УШСН
Смена фонтанного или
газлифтного подъемника
Установка или смена пакера
и клапана-отсекателя
Группы операций
Т ранслортные
Подготовительно-
заключительные
Спуско-подъемные
операции с НКТ
Спуско-подъемные
операции со штангами
Спуско-подъемные
операции с кабелем^
Изменение глубины
подвески ШСН
1 Депарафинизация
[ Чистка песчаной пробки
Гловильные операции
[ Промывка забоя
| Изоляция подошвенных вод
| Исправление обсадной колонны
Восстановление фильтра
скважины
Гидроразрыв, кислотная
обработка пласта
Рис. XI.4. Схема операций — аналогов процессов текущего и капитального ре-
монтов и освоения скважины
Пооперационная структура процесса освоения скважин зна-
чительно проще структур подземного ремонта.
Даже беглое знакомство показывает, что в трех процессах
отдельные операции повторяются. Большой практический инте-
рес представляет выявление таких операций-аналогов, а также
частотности их повторяемости.
Методически выявление операций-аналогов и частотности
их пыполнения осуществляется построением связей между тех-
нологически целевыми процессами и операциями, составляю-
щими их (рис. XI.4). Как видно, выбранные 16 технологиче-
Ю Заказ № 416
289

ских процессов состоят из разных сочетаний лишь пяти групп
операций и что в каждом из процессов обязательно присут-
ствуют спуско-подъемные, частота повторяемости которых
наибольшая. Эти операции выполняются при текущем и капи-
тальном ремонтах и освоении скважин, при бурении скважин
всех видов: разведочных, картировочных, структурных, эксплу-
атационных.
Выявление операций-аналогов в совершенно разных процес-
сах способствует созданию для их выполнения однотипных уни-
фицированных машин, оборудования, инструмента и средства
механизации, резко повышая тем самым их эффективность.
§ 2. Классификация оборудования для текущего
и капитального ремонтов и освоения скважин
На рис. XI.5 показана классификация машин, оборудования,
механизмов, сооружений и инструментов, составляющих совре-
менный комплекс технических средств для текущих ремонтов
нефтяных, газовых и нагнетательных скважин.
В схеме группы оборудования членятся лишь на подгруппы,
без дифференциации подгрупп на типы и типоразмеры обору-
дования.
Из сопоставления рис. XI.5 с рис. XI.2 следует, что как
группы, так и подгруппы оборудования, в основном соответ-
ствуют группам и подгруппам операций текущего ремонта,
т. е., что это оборудование специализировано на выполнении
конкретных операций и не является универсальным. Более того,
это оборудование применяется только в одной отрасли про-
мышленности — нефтегазодобывающей.
Схема классификации машин, оборудования, механизмов,
сооружений и инструмента для капитального ремонта скважин,
необходимых для выполнения групп операции (рис. XI.6), стро-
ится аналогичным образом и отличается наличием также спе-
циализированного оборудования.
На этой схеме вся техника так же подразделяется лишь на
подгруппы, без дифференциации на отдельные типы оборудо-
вания. Из схемы видно, что и это оборудование в основном не
универсально, а специализировано для строго определенных
операций данного процесса отрасли.
Главное отличие техники капитального ремонта скважин от
техники текущего заключается в широком использовании ком-
плекса бурового оборудования.
Классификация оборудования для обоих процессов показы-
вает, что по номенклатуре оборудования для их выполнения
оснащенность подземного и капитального ремонтов скважин
даже только по количеству подгрупп оборудования отличается
большим числом и разнообразием назначения. Технологическая
специфика обоих процессов и обилие оборудования для выпол-
нения процессов превратили их к настоящему времени в слож-
290

Рис. XI.5. Классификация оборудования для текущего ремонта скважин
Ю'

Оборудование
Для
капитального
ремонта скважин
Агрегатированное
оборудование
(установки)
Инструмент для
внутрискважинных
работ
Инструмент для
спуско-подъемных
операций
Неагрегатирован-
ное компонуемое
оборудование
Рис. XI.6. Классификация оборудования для капитального ремонта скважин
ную и многообразную область техники, сформировавшуюся
в самостоятельные службы текущего и капитального ремонтов
скважин.
Глава XII
СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ ПРИ ТЕКУЩЕМ
И КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТАХ И ОСВОЕНИИ СКВАЖИН
В отличие от спуско-подъемных операций при бурении сква-
жин, где их продолжительность не превышает 5—10 % времени
строительства скважин, спуско-подъемные операции при теку-
щем ремонте как по времени, так и по затратам труда явля-
ются по существу его основой.
В Советском Союзе при сложившейся технологии выполне-
ния и технической оснащенности служб текущего ремонта сква-
жин на спуско-подъемные операции с трубами и штангами
затрачивается до 80—90 % всего времени ремонта скважины.
При этом следует иметь в виду, что ежегодно выполняется
200—250 тысяч текущих ремонтов.
Для того, чтобы составить представление' об объемах работ
и затратах труда на спуско-подъемные операции при текущих
292

ремонтах скважин следует провести аналогию между спуском
«руб в скважину и последующим их подъемом со сборкой и
разборкой трубопровода равной длины. В этом случае суммар-
ная длина колонн НКТ, ежегодно спускаемых в скважину, со-
ответствует длине трубопровода около 200 тыс. км. Равный
объем работ выполняется по разборке. Эта протяженность во-
ображаемого трубопровода в несколько раз больше суммарной
протяженности трубопроводов разного назначения, сооружае-
мых ежегодно для разных целей.
На выполнение этого огромного объема работ затрачива-
ются соответствующие количества энергии, материалов, амор-
тизирующегося оборудования, а главное — тяжелого маломеха-
иизированного труда и времени.
В связи с этим вопросы рационализации спуско-подъемных
операций, их механизации, автоматизации должны рассматри-
ваться как важнейшие не только для нефтегазодобывающей
промышленности, но и для народного хозяйства в целом. Важ-
ность решения этих задач следует также из-за отсутствия та-
ких эффективных способов эксплуатации скважин, которые поз-
волили бы резко сократить объемы работ по спуско-подъемным
операциям.
Объемы работ по спуско-подъемным операциям при капи-
тальном ремонте и освоении скважин во много раз меньше, чем
при текущем ремонте, однако по абсолютной величине эти
объемы работ весьма велики, что делает актуальным совершен-
ствование их и в этих процессах.
В отличие от спуско-подъемных операций при бурении, ка-
питальном ремонте и освоении скважин при текущем ремонте
объектом этих операций кроме Н-КТ являются также насосные
штанги, токонесущие кабели, гибкие (наматываемые) трубы,
штанги и канаты.
Спуско-подъемные операции с НКТ или насосными штан-
гами представляют собой циклически повторяющиеся операции
ио подъему колонны НКТ или штанг на одну свечу с последую-
щим отсоединением свечи от колонны и относом ее в аккумули-
рующее устройство. Число таких циклов равно числу свечей,
па которые разбираются при подъеме колонна НКТ или штанг.
При спуске колонны операции цикла состоят из подачи свечи
из аккумулирующего устройства к колонне НКТ или штанг,
спускаемой в скважину, соединения свечи с колонной и спуска
колонны на одну свечу. Число циклов операций при спуске
также соответствует числу свеч, на которые была разобрана
колонна при подъеме.
Графически подъем или спуск колонны НКТ или штанг це-
лесообразно рассматривать в координатах «длина колонны —
время». Тогда время одного цикла операции по подъему или
спуску колонны на одну свечу Гцп/'св будет равно сумме времен
па операцию подъема колонны и на остальные операции, свя-
занные с отсоединением и относом свечи в аккумулирующее
293

Рис. Xll.t. График подъема колонны
труб:
^св’ ^св' ^св —время выполнения цикла
операций по подъему одной свечи, соответ-
ственно из одной, двух, трех труб; /св , Z£BI
«св —длина свечи из одной, двух, трех
труб: fp-Mcp-W-r — время подъема колонны
на свечу нз одной трубы; <п— время опера-
ций по разборке колонны; а — угол наклона
участка кривой, соответствующего операции
подъема одной свечи
устройство. График подъ-
ема (спуска) колонны бу-
дет иметь вид ступенчатой
кривой (рис. XII.1), на-
клонные участки которой
соответствуют подъему
(спуску), а горизонталь-
ные — остальным опера-
циям цикла (обработки
одной свечи), когда свеча
остается неподвижной.
Спуск и подъем гибких
наматываемых колонн труб
и штанг, а также токонесу-
щего кабеля в настоящее
время не превышает 5 %
от всего объема работ и
отличается тем, что пред-
ставляет собой непрерыв-
ную операцию по наматы-
ванию при подъеме и сма-
тыванию при спуске труб
или кабеля на барабан.
Тогда в общем виде время, затрачиваемое на подъем ко-
лонны, будет
Тп = «,
где k — число свеч в колонне; t — среднее время подъема одной
свечи.
Длина свечи /Св в разных условиях проведения спуско-подъ-
емных операций может быть различной, но всегда кратной
длине трубы или штанги. Чаще всего /Св = /тп или /св = 2/тр, ана-
логично и для штанг, т. е. поднимают и спускают свечи или из
«однотрубок», или из «двухтрубок», и редко из трех труб или
штанг.
Очевидно, что затраты времени на спуск и подъем колонны
труб или штанг будут зависеть от целого ряда факторов, в част-
ности, от скорости подъема колонны, а значит, от мощности
привода подъемника, от трудоемкости выполнения остальных
операций, от длины свеч, на которые разбирается колонна и,
наконец, от технологии выполнения спуско-подъемных опера-
ций. Рассмотрим эти факторы.
§ 1. Технология спуско-подъемных операций
Классификация и графики технологий выполнения
спуско-подъемных операций
Многие годы спуско-подъемные операции при текущем и ка-
питальном ремонте скважин, как и при бурении скважин, вы-
полнялись в одинаковой последовательности, с одинаковыми
294

приемами и содержанием операций. Затем и содержание и
последовательность операций, а также устройства для их вы-
полнения начали подвергаться изменениям. Новые способы от-
личаются двумя главными признаками: уровнем механизации
и степенью совмещенности разных операций во времени.
В связи с этим возникла необходимость принятия единой
формы показа и систематизации известных и возможных тех-
нологий спуско-подъемных операций. Наиболее целесообразно
показывать их в виде графиков (рис. XII.2), в которых за
главные классификационные признаки приняты уровень меха-
низации и степень совмещенности операций во времени.
График I характеризует технологию I, при которой все опе-
рации, соответствующие горизонтальным участкам кривой, вы-
полняются последовательно и не механизированы.
График II характеризует технологию II, при которой все
операции, показанные горизонтальным участком кривой, выпол-
няются последовательно, но часть из них механизирована.
В этом случае в зависимости от числа и выбора механизируе-
мых операций темп, трудоемкость и производительность труда
могут варьировать в широких пределах, а эффект механизации
но этим показателям проявляются в сокращении времени опе-
раций, характеризуемых участком кривой /п-
График III характеризует технологию III, при которой часть
операций, соответствующих горизонтальным участком, выпол-
няется совмещение во времени, а операции механизированы.
Как видно из графика, эта технология обеспечивает ускорение
цикла операции при равных темпах их выполнения с техноло-
гией II на /сов, т. е. на время выполнения операций, совмещен-
ных с операцией подъема колонны.
295

Приняв отношение Kc=tn/tcv за коэффициент совмещения
операций, характеризующий степень совмещения операций во
времени, получим для технологий I и II Дс = 2,54-10, а для III
/Сс=1. Обязательным условием осуществления технологии III
является соблюдение неравенства б>0.
Как видно из графиков I, II и III, все три технологии обес-
печивают циклический прерывистый подъем (а также и спуск)
колонн НКТ или штанг.
График IV характеризует технологию, при которой все опе-
рации, показываемые горизонтальным участком, выполняются
совмещенно во времени с подъемом колонны (спуском), в ре-
зультате чего подъем колонны, осуществляемый циклическими
операциями, превращается из дискретного в непрерывный. Гра-
фик IV также характеризует технологию подъема непрерывных
штанг или труб (гибких), наматываемых на барабан. График
характерен отсутствием горизонтальных участков, так как при
такой технологии операции по разработке колонны труб отсут-
ствуют.
Графики операций по подъему штанг имеют аналогичный
характер, но операции отличаются лишь темпом выполнения.
Графики операций при спуске колонн труб или штанг в ана-
логичных координатах будут отличаться тем, что начальная
точка отсчета длины спускаемой колонны находится вверху
оси ординат.
Сопоставление технологий спуско-подъемных операций по-
казывает, что по времени выполнения спуска — подъема ко-
лонны, затратам ручного труда и его интенсивности, насыщен-
ности технологии обладают следующими особенностями.
1.	Технология I требует наибольших затрат труда при наи-
меньших количествах средств механизации.
2.	Технология II, по сравнению с технологией I позволяет
значительно уменьшить затраты труда и ручных усилий и зна-
чительно уменьшить время спуско-подъемных операций. Сокра-
щение трудоемкости при этом зависит от числа и номенкла-
туры механизируемых операций; от этого же зависят и насы-
щенность средствами механизации и их сложность. В пределе
технология может быть осуществлена с механизацией и даже
автоматизацией всех операций.
3.	Технология III по сравнению с технологией II позволяет
сократить затраты времени на спуско-подъемные операции
(при одних и тех же механизируемых операциях) на продолжи-
тельность операций, совмещаемых с подъемом (спуском) ко-
лонны. В этом случае трудоемкость спуско-подъемных опера-
ций остается примерно одинаковой с обеспечиваемой по техно-
логии II. Техническая оснащенность выполнения операций
усложняется из-за необходимости совмещенного выполнения ча-
сти их; в том же случае, когда возможно механизировать эти
операции, трудоемкость спуско-подъемных операций соответст-
венно уменьшается.
296

Технология IV по сравнению с технологией III обеспечивает
непрерывность подъема (спуска) колонны и при равном вре-
мени подъема (спуска) свечи — сокращение затрат времени на
। пуско-подъемные операции, соответствующие времени, затра-
чиваемому на остальные совмещаемые с подъемом (спуском)
колонны операции. Анализ показывает, что технология IV
практически осуществима лишь при полной механизации и ав-
юматизации всех операций, поэтому затраты труда в этом
случае минимальные, а техническая оснащенность наиболее
сложная.
Технология работы с непрерывными трубами и штангами
обеспечивает наибольшую скорость подъема (спуска) колонны
и резкое упрощение как технологии спуско-подъемных опера-
ций, так и оборудования для их выполнения по сравнению
с технологиями II, III и IV.
Преимуществом последних двух технологий является непре-
рывность подъема или спуска колонны НКТ или штанг при по-
стоянной скорости. Такой закон движения колонны характерен
для подъемников с улучшенной характеристикой, поскольку по-
вторяющиеся К раз при дискретном подъеме или спуске колонн
разгоны и торможения и неизбежное при этом снижение его
надежности и увеличение энергоемкости при непрерывном подъ-
еме или спуске исключаются. Непрерывный подъем (спуск) ко-
лонны исключают также отрицательное влияние возникающих
при дискретном подъеме (спуске) колонн циклических гидрав-
лических ударов, разрушающих ствол, прифильтровую зону
скважины и пласт.
Сопоставление технологий, как видно из графиков, право-
мерно лишь при условии равенства в каждом из первых четы-
рех случаев, средних величин /Св и скоростей подъема vn и
спуска vc-
Нлияние длины свечи на темп спуско-подъемных операций
Как видно из графиков технологий и графика на рис. XII.1,
длина свечи существенно влияет на темп спуско-подъемных
операций и их трудоемкость. Увеличение длины свечи соответ-
ственно уменьшает число групп операций, соответствующих го-
ризонтальному участку графика цикла,— наиболее длительных
и трудоемких, а поэтому уменьшает трудоемкость спуска —
подъема и ускоряет его.
В связи с этим для ускорения спуско-подъемных операций
и сокращения времени их выполнения возникла тенденция уд-
линения свечи увеличением числа составляющих ее труб. Это
привело к увеличению высоты вышек и существенным измене-
ниям в конструкции узлов подъемников.
Для определения эффективности этого направления были
выполнены исследования для определения влияния увеличения
длины свечи на темп спуско-подъемных операций и одновре-
менно на остальные показатели подъемников и установок.
297

В общем виде при подъеме колонны труб длиной L с после-
довательной разборкой ее на отдельные свечи длиной /св, и со-
стоящей из птр труб длиной /Тр, время подъема колонны будет
Тп=-^/св.	(XII. 1)
*св
где /Св — среднее время подъема свечи.
/св = /р “Ь /т + /ср + /п>	(XII.2)
где /р и /т— среднее время разгона и торможения при подъеме
свечи, /ср — среднее время подъема одной свечи при постоянной
скорости, /п — время операций, выполняемых в паузах между
операциями подъема.
Обозначим
а = 'р+ '?...	(XII.3)
/тр
Найдем время подъема одной трубы при постоянной ско-
рости
/тр ~ /ср/^тр-	(XII.4)
Используя коэффициент &с = /п//ср, характеризующий степень
совмещения операций, выразим величины /р4-/т, /ср, /п.
После подставки в (XII. 1) получим
Гп = L/тр (а + Птр + м	(ХП.5)
«трЛтр
По аналогии для спуска колонны
Тс = -^^(« + "тр + <)’	(ХП.6)
*ТрЛтр
где kc' — коэффициент совмещения операций при спуске; /'тр —
среднее время спуска одной трубы с постоянной скоростью. Об-
щее время спуска и подъема будет
Г„с = VV— ftp (“ +	+ О + 'ср (« + «тр + <)]’	<ХП-7>
*тр"тр
Уравнению (XII.5) соответствует график (рис. ХП.З) зави-
симости 7’пс=/(/св), характеризующий влияние длины свечи на
темп спуско-подъемных операций. Как видно, оно не постоянно,
а меняется в широких пределах в зависимости от особенно-
стей технологии спуско-подъемных операций, количественно ха-
рактеризуемой коэффициентом Кс, который предопределяет эф-
фект от увеличения длины свечи.
298

Из графика следует, что при
высокой степени совмещенности
операций увеличение длины све-
чи ускорения спуско-подъемных
операций почти не дает. Без со-
вмещения операций эффект от
увеличения длины свечи сущест-
венный. Однако уже при л=3
приращение эффекта резко
уменьшается.
Исследования одновременно
показали, что увеличение длины
свечи приводит к соответствую-
щему увеличению габаритов ос-
новных узлов подъемника: выш-
ки, лебедки, талевой системы,
металлоконструкций, масса ко-
торых также возрастает при-
мерно пропорционально прира-
щению длины свечи. Все это
ухудшает монтажеспособность и
|ранспортабельность подъем-
ника, что приводит к увеличе-
нию затрат труда и времени вы-
полнения этих операций. Поэтому
литься решением задачи на оптимизацию с учетом влияния
размера свечи не только на время и трудоемкость спуско-подъ-
емных операций, но и на время и трудоемкость транспортных
и монтажных операций с учетом показанной выше зависимости
дефекта ускорения от технологии выполнения операции.
Отсюда следует, что для подземного ремонта скважин в рай-
онах с особо тяжелыми условиями транспортирования обору-
дования целесообразно использовать агрегаты, рассчитанные
на малую длину свеч и, наоборот, для районов с хорошими ус-
ловиями транспортирования — на большую длину свеч.
Рис. XII.3. График зависимости
Tac=f(n), где п— число труб
в свече
длина свечи должна опреде-
§ 2.	Скорости подъема и спуска колонн труб и штанг
Подъем колонны из скважины или ее спуск выполняется с по-
мощью подъемника. Время подъема колонны определяется ско-
ростью, а значит, мощностью привода подъемника. Однако при
переменной нагрузке, что имеет место при подъеме колонн
|руб или штанг и постоянной мощности привода для уменьше-
ния времени подъема, целесообразно поднимать груз при пере-
менной скорости. При этом необходимо определить, какой дол-
ги на быть эта скорость или скорости, чтобы мощность привода
подъемника использовалась бы наиболее полно, поскольку
KUii.Ko в этом случае время на операции подъема колонны бу-
дет минимальным.
299

Впервые эта задача была поставлена и решена советским
ученым А. Н. Вирновским, который определил число скоростей
подъемника и соотношения между этими скоростями. Рассмот-
рим решение этой задачи.
Нагрузка на подъемный крюк подъемника по мере извле-
чения колонны труб или штанг из скважины уменьшается. По-
этому при постоянной скорости подъема мощность привода
подъемника должна была бы соответственно уменьшаться.
Подъемники же приводятся в действие от двигателей внутрен-
него сгорания, мощность которых меняется лишь в очень не-
больших пределах. При односкоростном подъемнике и постоян-
стве частоты оборотов двигателя полезная мощность двигателя
No будет меняться от максимальной в начале подъема до нуля
в конце, а работа двигателя составит
т
U = J Ndi,	(XII.8)
о
где N — мощность, t — время.
Средняя загрузка двигателя k будет
f
--.Т - .	(ХИ-9)
not
где No—мощность, развиваемая двигателем в начале подъема
колонны, откуда следует, что для односкоростного подъемника
k=0,5, а средняя степень использования мощности не может
быть более 50 % •
С увеличением числа скоростей будет увеличиваться и сте-
пень использования мощности, a k станет больше 0,5. Очевидно,
что она зависит не только от числа скоростей, но и от их со-
отношения. Для каждого числа скоростей есть наиболее выгод-
ное соотношение между ними, характеризуемое наибольшим ко-
эффициентом использования мощности.
При двухскоростном подъемнике таким оптимальным соот-
ношением будет соотношение, определенное следующим обра-
зом.
Принимая общее время подъема Тп, а первую и вторую ско-
рости Vi и V2, время подъема на первой и второй скоростях ti
и /г, соответствующие им длины колонн поднятых труб или
штанг /] и /г, можно считать, что
Tn = ti + t2 = —+~.	(XII. 10)
f| f2
Обозначив вес 1 м трубы или штанги q, получим
9(G + Mfi=Ao.	(XII. 11)
откуда
qliPi — No —	(XII. 12)
300

।лк как
l	Л/ . I N0
1/1^2 = No, qi2 =--------
V2
После преобразования получим
No	\	vi \
T = —"---1 14—— j-
g	°1 \	v2 )
(XII.13)
(XII. 14)
Продолжительность подъема будет минимальной при наи-
меньшей величине выражения в скобках, которое зависит
|<>лько от соотношения скоростей. Обозначая его через f(y) и
введя x=vjv2, получим условие минимума:
=(1 + _х)=о
dx dx
и после дифференцирования х=0,5, a V2=2hi.
Определим К для двухскоростного подъемника.
Принимая продолжительность подъема при работе двига-
теля на полной мощности в течение всего подъема То, длину
колонны /0> а переменную скорость V, получим
7-0 = V —,	(XII. 15)
J v
о
так как
,	, No 1 Jf Nodv
qlv = Na, то 1 =---------—,	dl = '------,
q v	qva
пли, подставляя в (XII.15) и меняя пределы,
То=-^-(— = —----------—-----—,	(XII.16)
<7 J Vs 2 q J
СО	1
тогда (XII. 14) примет вид
/ tlj v. \
Т= 2Т0( 1+—] = 2Zo/(0.	(XII.17)
k v2
Коэффициент К=Т0/Т, или, учитывая (XII.17),
Л = —,	(XII. 18)
2f(r)
откуда
femax =------= — 0,667,
2	.А	3
4
т. е. в двухскоростном подъемнике использование мощности
привода не превышает 67 %.
301

Для трехскоростного подъемника задача решается анало-
гично. Продолжительность подъема
Гп=-^-+-^-4-—,	(XII.19)
^2	^3
поскольку
Ч (4 Д li Д 1з) ui = Ч (^2 + Is) t'z = Ч^з = ЛГо»
то, исключив из (XII. 19) 1\, 12 и /3, получим
тп — N° (	 1	1	1	1	1 X
ч \		н 4 н	2 °3	VjV2	V2V3 )
или, при Го = — Ne------— и обозначив величину в скобках че-
2 Ч
рез f(v), T—2Tof(v),
. , .	, , I Vi \2 , / Vi \2 Vl / V-i \	/	\
где f. (v) = 1 + I ——) 4- ( —- ) _ —— _ / --) . ( -4-1.
\ v2 /	\	v3	/	v2	\	v2 / \ Vs /
Обозначив vi/v2 через x и Vi/v3 через у, получим условие
минимума:
~~ t (f) = ~~ (1 + *2 + У2 — х — ху) = О
дх	дх
=	+ х2 + у2 — х — ху) =0
ду ду
(XII.20)
что дает уравнения 2х—у—1 = 0 и 2у—х=0.
Решая их совместно, получим х=2/3, у=1/3, откуда v2=
= (3/2)vj, «З=3оь
Максимально возможный k для трехскоростного подъем-
ника:
2f(0	2Г1 + /——1
1\3/+\3/	3	3 ' 3 J
<Х1Е21>
3
Аналогичным путем получаются соотношения скоростей и
степени использования мощности для всех чисел скоростей,
в результате чего коэффициент использования мощности можно
выразить как
«,	п
«max  ---—~ >
«+ 1
ЧТО позволяет построить В координатах &тах и п график этой
функции, характеризующий эффект от увеличения числа скоро-
стей подъемника.
302

Как видно, задача ставилась и решалась А. С. Вирновским
для условия
Qvn — const,	(XII.22)
где Q—-нагрузка, цп— скорость подъема, т. е. при переменной,
в зависимости от нагрузки, скорости подъема и постоянной
мощности привода. В результате было определено, что число
скоростей
л = *+1,	(XII.23)
— 4- ——= const,	(XII.24)
Vi Vt+i
где п — число скоростей подъема, k — число свечей в колонне,
п,-, гг-+1 — скорости подъема идеального подъемника, в котором
число скоростей подъема соответствует числу ступеней нагру-
зок (k+1), а мощность привода во все время подъема исполь-
зуется на 100 %.
Исследование закономерности изменения числа скоростей
показывает, что с увеличением их числа свыше четырех—шести
эффект быстро уменьшается и что при ступенчатом регулиро-
вании скоростей рациональным является подъемник с именно
этим числом скоростей подъема.
Решение этой задачи привело к коренному пересмотру кон-
струкций нефтепромысловых подъемников для текущего и ка-
питального ремонтов и освоения скважин и позволило выпол-
нять их с рациональным числом и соотношением скоростей и
обеспечением хорошего использования мощности привода.
Задача определения рационального числа скоростей подъ-
емника для проводки скважины впервые была решена совет-
ским ученым В. И. Рощупкиным. В этом случае результат
получается иным, поскольку подъем колонны выполняется на
одной скважине с разных глубин, по мере углубления сква-
жины, а число и распределение скоростей подъемника следует
увязывать с проходками на долото.
В дальнейшем полученные А. С. Вирновским и В. И. Ро-
щупкиным решения задач уточнялись разными учеными, в том
числе и зарубежными, однако конечный результат подвергся
и/'существенным изменениям. Главный же результат работы
А. С. Вирновского, определившей целесообразное количество
скоростей, сохранил свою достоверность и значимость до на-
стоящего времени.
Однако задача эта решалась при условии максимального
использования мощности привода подъемника и лишь для од-
ной операции — подъема колонны, без учета технологии спу-
ско-подъемных операций в целом и суммарных затрат времени
н.з нх выполнение.
В связи с разработкой новых технологий выполнения спу-
ско-подъемных операций Г. В. Молчановым была поставлена
303

и решена другая задача: определение скорости подъема и спу-
ска колонн в зависимости от их технологий, исходя из мини-
мального времени спуско-подъемных операций в целом. Эта
задача актуальна прежде всего при наиболее прогрессивных
технологиях спуско-подъемных операций, характеризуемых
графиками III и IV, (см. рис. XII.2), т. е. с совмещенным во
времени выполнением операций.
Как видно из графиков III и IV (см. рис. XII.2), для техно-
логии III
tcb ш = (сов in + Sin	(XII.25)
и для технологии IV
<св IV = teas 111 + Siv>	(XII.26)
где ^cBjn и /cbiv —время подъема колонны на одну свечу,
4овш и 4obiv —время выполнения всех операций по раз-
борке колонны, совмещенных с операцией подъема, и SIV
— интервалы «безопасности».
Величины tcoB ш и (гав IV — постоянные для данного диа-
метра труб и не зависят от номера свечи, причем изменение
этих величин с изменением диаметра труб крайне мало.
Величины 61п и 6IV малы и постоянны для всех диаметров
труб и номеров свеч.
Тогда скорость подъема для технологии III
t-п in =  ---/св, -	.	(XII.27)
'сов III + ©III
но поскольку
оп 111 =	= const.	(XII.28)
tcOB
аналогично и для подъема по технологии IV unjv = const.
Скорости спуска колонны по технологиям I и II не регла-
ментируются и зависят только от режима спуска, определяе-
мого требованиями безопасности тормозной системы и т. п.
Скорости спуска колонн по технологиям III и IV регламен-
тируются и по аналогии со скоростью подъема для спуска тех-
нологии III и IV будут определяться по тем же формулам.
Сравнение величин 4оВ ш и 4ов IV при спуске и подъеме,
определенных для различных технологий, показывает, что их
можно принять равными. В этом случае скорость спуска и
подъема колонны, выполняемых по одной технологии, посто-
янна и определяется отношением /свДсов- Отсюда следует, что
общее время спуско-подъемных операций, выполняемых по III
и IV технологиям, не может быть сокращено увеличением ско-
ростей подъема или спуска более величины, обусловленной
временем выполнения совмещенных операций tCOB.
Следовательно, кинематическая схема подъемника должна
увязываться с технологией спуско-подъемных операций, для
304

которой он предназначается, а для подъемников, работающих
по III и IV технологиям, должна коренным образом отличаться
от обычных.
Полученные зависимости и сделанные выводы позволили
сориентировать конструкторские работы по созданию подъем-
ников и оборудования для спуско-подъемных операций по про-
грессивным направлениям.
Подъем колонны при v„=const и постоянной мощности при-
пода из-за низкой степени использования мощности привода
был бы неэкономичен. Идеальным, с точки зрения использова-
ния мощности, был бы привод с числом ступеней мощности,
равным числу ступеней нагрузок (числу свечей). Очевидно,
что такой привод нереален, а вполне приемлемым может быть
привод, обеспечивающий две-три ступени мощности, т. е. со-
стоящий из двух-трех двигателей, что обеспечит величину Кс,
соответствующую показателю двух-трехскоростного подъем-
ника.
Колонны наматываемых труб и штанг поднимают непре-
рывно, а график скорости подъема представляет собой наклон-
ную линию без горизонтальных участков, соответствующих
участкам для разборки колонны. Угол наклона и форма гра-
фика зависят от скорости подъема, в свою очередь зависящей от
числа скоростей и их соотношения в подъемнике. Очевидно, что
н в данном случае к определению скоростной характеристики
подъемника для наматываемых труб пли штанг могут быть
чва подхода: в первом случае характеристика определяется из
условия наилучшего использования мощности двигателя, во
втором — из минимальных затрат времени на подъем колонны.
Тогда для первого случая определение числа и распределе-
ние скоростей может быть выполнено по методу А. С. Вирнов-
ского. В этом случае при ступенчатом изменении скоростей
подъема рациональным получится число скоростей не более
трех-четырех, а график подъема будет иметь форму наклон-
ной ломаной линии. Во втором случае скорость подъема дол-
жна быть постоянной, а график подъема будет характеризо-
ваться прямой наклонной линией.
Время, затрачиваемое на подъем колонны наматываемых
труб, в 10—15 раз меньше времени подъема обычных труб
<• той же глубины. Поэтому абсолютная продолжительность
процесса становится весьма небольшой, из-за чего абсолютное
шачение сокращения затрат времени на подъем всей колонны
наматываемых труб в результате использования подъемника
<• большим числом скоростей подъема колонны на одной пре-
челт.по допустимой скорости незначительно.
Эта особенность технологии подъема колонны должна учи-
ыпаться при определении кинематики подъемника для нама-
п.1ваемых труб или штанг.
Скорость спуска наматываемых труб и штанг примерно по-
г пишпа, а ее величина однозначно не определяется характери-
305

89мм
1'73нм
I £60 мм
7
0,30
0,25
0,20
0J5
0,10
0,5
о —! ------‘i-----------t-------1— L м
500 т 1500	2000 2500 '
Длина колонны rnpijfi
Рис. XII.4. График зависимости п=
-ГО-)
стикой привода подъемника,
в связи с чем скорость спуска
должна определяться, исходя
из конструктивных соображе-
ний, с учетом геологических
факторов и безопасности.
§ 3. Трудоемкость
спуско-подъемных операций
История развития техники для
выполнения спуско-подъемных
операций характеризуется со-
средоточением главного вни-
мания исследователей, конструкторов, производственников
в течение нескольких десятилетий в основном на совершенство-
вании подъемника, его привода, трансмиссии, лебедки, талевой
системы, вышки.
Это достигалось постепенным увеличением мощности при-
вода лебедки, совершенствованием последней путем обеспече-
ния большего числа скоростей или введением в ее трансмиссию
средств бесступенчатого регулирования скорости. В результате
подъемники превратились в весьма мощные и сложные агре-
гаты. Продолжение дальнейшего совершенствования оборудо-
вания для спуско-подъемных операций подземного ремонта
в этом направлении осуществлялось как главное направление
во всем мире.
Совершенствованию остальных операций уделялось мало
внимания. В результате возможно положение, при котором, не-
смотря на дальнейшее наращивание приводной мощности и
усложнения конструкции подъемников темп спуско-подъемных
операций перестал увеличиваться, а, главное трудоемкость не
снижалась.
Выполненные в Советском Союзе исследования, резуль-
таты которых представлены в виде графика (рис. XII.4), ха-
рактеризующего зависимость между отношением ц суммарных
затрат времени на операции по подъему колонны НКТ и хо-
лостого элеватора, т. е. на операции, на темп которых влияет
качество собственно подъемника, к суммарным затратам вре-
мени на все остальные операции по подъему и спуску колонны
труб, т. е. операции, на темп которых качество подъемника су-
щественного влияния не оказывает, и глубиной подвески ко-
лонны труб L для труб разных диаметров, позволили устано-
вить причину этого положения.
Из графика видно, что для труб всех диаметров в интер-
вале глубин 500—2000 м значение ц меньше 0,2 и лишь при
длине колонн НКТ более 4000 м величина ц достигает 0,3. Од-
нако статистические данные показывают, что скважины с глу-
биной подвесок колонн НКТ до 2000 м составляют примерно
306

90 %, около 7 % составляют скважины с глубиной подвески от
’ООО до 3000 м и менее 3 % — скважины с большими глубинами
подвесок колонн НКТ.
Отсюда был сделан важный вывод о том, что любое даль-
нейшее совершенствование подъемника не может существенно
сократить продолжительность спуско-подъемных операций в це-
лом и улучшить важнейший показатель — их трудоемкость —
и что главные резервы сокращения затрат времени и труда
на спуско-подъемные операции заложены в остальных опера-
циях, на время выполнения которых качество подъемника
почти не влияет.
Результаты этих исследований впервые показали необходи-
мость уделить главное внимание исследователей, конструкторов
и технологов, занимающихся созданием машин, оборудо-
вания, сооружений и инструмента для подземного ремонта, со-
вершенствованию оборудования и инструмента именно для вы-
полнения остальных операций и комплексному подходу к со-
вершенствованию техники спуско-подъемных операций.
Большие затраты времени на операции, во время прекраще-
ния подъема или спуска колонн и поиск резервов ускорения
спуско-подъемных операций в целом сделали необходимым по-
операционное изучение операций, во время которых спуск или
подъем прерваны (см. рис. XII.1, горизонтальная линия).
В качестве метода изучения был принят предложенный
и Советском Союзе способ, сочетающий измерение и регистра-
цию усилий и времени для выполнения каждой из цикла опе-
рший с трубами или штангами (па графиках технологий — го-
рн юптальные участки кривых).
В результате стало возможно построить в виде графика из-
менение усилия во времени при спуско-подъемных операциях
колон НКТ и штанг разных диаметров (рис. XII.5).
11остроение таких характеристических графиков позволило
впервые получить достаточно полную картину интенсивности,
н-мпа, продолжительности выполнения всех операций цикла
• обработки» каждой свечи, трубной или штанговой, разных раз-
меров.
Диализ графиков показывает, что при выполнении спуско-
подъемных операций’с трубами по технологии I, которая была
р.пп.ше единственной, более трех четвертей времени спуско-
подьемных операций приходится на последовательно выполняе-
мые ручные операции, связанные с затратой исключительно
больших усилий. Как видно из графиков, наибольших усилий
ipi-буют работы с трубными элеваторами и по свинчиванию —
опишчиванию труб. Последние наиболее длительны. Из гра-
фиков видно, что пауз между ручными операциями мало
(две), а их продолжительность весьма мала. Поэтому спуско-
нодьемпые операции, выполняемые по технологии I, связаны
< почти непрерывным физическим трудом в течение всего их
выполнения.
307

Ручные усилия определяют по числу исполнителей каждой
операции и усилию, необходимому для ее выполнения. Спуско-
подъемные операции, как правило, выполняются тремя испол-
нителями, из которых один — машинист — не принимает уча-
стия в выполнении рассматриваемых операций. Отсюда ясно,
насколько тяжел труд вахты бригад подземного ремонта при
работе по рассматриваемой технологии.
Рис. XI 1.5. Графики зависимости «усилие операции — время выполнения опе-
раций» для подъема (а) и спуска (б) труб:
1 — усилие для выполнения цикла операций по технологии I (см. рис. ХН.2); 2— то же,
по технологии II; Гц1 —время цикла операций по технологии I; ГуЦ— то же, по тех-
нологии II
Построенные по этому же методу характеристические гра-
фики трудоемкости спуско-подъемных операций со штангами,
кабелем показывают, что трудоемкость работ при ремонте
скважин с ЦЭН еще больше, а работа со штангами менее тру-
доемка.
Приведенный метод может быть использован и при анализе
трудоемкости и разработке новых технологий, облегчающих и
ускоряющих процессы или операции.
Построение характеристических графиков трудоемкости по-
зволяет безошибочно решать вопросы механизации анализируе-
мых процессов и операций, вносить изменения в технологию их
выполнения и с высокой степенью точности не только выбирать
рационализируемые операции, но и определять конечный ре-
зультат, т. е. увеличение производительности труда и степень
его облегчения. Рассмотренный метод был положен в основу
работ по массовой механизации трудоемких нефтепромысловых
процессов в Советском Союзе.
308

1 i.ina XIII
ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИИ
При существующем уровне механизации и используемых тех-
нологиях спуско-подъемных операций они выполняются при
тех видах подземного ремонта и освоения скважин с исполь-
юнанием ручного инструмента. К этому инструменту отно-
сятся: трубные элеваторы и штропы, трубные ключи, спайдеры,
in тайговые элеваторы и штанговые ключи.
С помощью спуско-подъемного инструмента выполняются
операции, трудоемкость которых характеризуется графиками
(см. рис. XII.5). Количество операций, ежегодно выполняемых
> помощью элеваторов, спайдеров, ключей, измеряется многими
цеятками миллионов. Поэтому к спуско-подъемному инстру-
менту предъявляются высокие требования по надежности,
удобству работы и, особенно, по обеспечению безопасности
 руда рабочего, пользующегося; им.
Влияние спуско-подъемного инструмента на темп и ка-
чество выполнения операций и процессов в целом, на безопас-
ность работ является причиной конструирования, выпуска и
•ксплуатации большого числа типов и вариантов этого инстру-
мента. В главе дается информация лишь по основным типам
>н>го инструмента.
§ I. Элеваторы и штропы
’леваторы трубные предназначены для удержания на
несу колонны труб при их подъеме из скважин или при спуске
и скважину, а также для удержания отдельных труб или свеч.
'кпатор—грузоподъемное устройство, воспринимающее вес
колонны труб и дополнительные нагрузки. Суммарная пре-
дельно допустимая нагрузка на элеватор называется его грузо-
no.и,емкостью.
Штропы, на которых подвешивается элеватор на талевый
> |пок, служат промежуточным звеном между ним и талевым
крюком. Штропы также относятся к грузоподъемным устрой-
• iii.'im, а их грузоподъемность определяется аналогично грузо-
ц||.(1.емности элеватора.
Процессы спуска—подъема колонн труб делают необходи-
мым при пуске колонны иа одну трубу или свечу последова-
|е, ibiio перемещать элеватор, заряжать (т. е. надевать на трубу
и шкрывать), снимать с трубы и повторно перемещать; анало-
1ПЧ11ЫС операции выполняются при подъеме колонны. Таким об-
p.i Юм, при спуске или подъеме колонны на каждую трубу
(• вечу) элеватор дважды перемещается от трубы к трубе, один
piii заряжается на трубе и один — снимается. Все эти операции
выполняются вручную.
309

При спуске—подъеме труб с использованием двух элевато-
ров и с укладкой труб на стеллажи за смену бригадой выпол-
няется 400—500 перемещений элеватора, соответственно удво-
енное число зарядок и съемов элеватора, а также 400—500 пе-
ремещений штропов и удвоенное число съемов и надеваний их
на элеватор. Операции эти выполняются двумя рабочими. Из гра-
фиков (см. рис. ХП.5). видно, что каждая из операций требует
затраты весьма больших усилий, которые определяются массой
элеватора и штропов и темпом их перемещения. Усилия и
время выполнения операций по надеванию элеватора на трубу
и штропов на элеватор также зависят от их массы и, кроме
того, от совершенства запорных устройств элеватора.
Рис. Схемы трубных элеваторов:
а — балочный для труб с муфтами; б — балочный для безмуфтовых труб с наружной
высадкой; в — балочный для безмуфтовых труб гладких; г — втулочный
Следовательно, с точки зрения возможного сокращения вре-
мени выполнения операций и, что особо важно, их облегчения,
массы элеваторов и штропов имеют решающее значение и дол-
жны быть минимальными. С этой же точки зрения весьма важ-
ным является обеспечение удобства и быстроты запирания и
открывания элеватора.
Однако трубные элеваторы, используемые для спуско-подъ-
емных операций при подземном и капитальном ремонтах, дол-
жны обеспечить грузоподъемности, особенно при работах на
глубоких скважинах и с бурильными трубами, вплоть до 100—
120 т. При этом массы элеваторов, а соответственно, и штро-
пов, весьма значительны и достигают 150—200 кг. Запорные
же системы трубных элеваторов, с точки зрения требований
безопасности, должны быть особо надежными, исключающими
самопроизвольное открытие, что усложняет их быстрое откры-
вание и закрывание.
Таким образом, налицо противоречивые требования; с одной
стороны — надежность и безопасность работы грузоподъемного
устройства, а с другой — обеспечение и ускорение оперирова-
ния им. Оптимальная, с точки зрения этих требований, кон-
310

струкция элеватора и штропов — важнейшая задача их кон-
струирования и изготовления.
Элеватор используется вне помещения при температурах ок-
ружающей среды и находится в контакте с трубами, обычно
покрытыми парафином, нефтью, минерализованной водой, часто
коррозией. Поэтому конструкция и изготовление элеватора дол-
жны обеспечивать его надежность в эксплуатационных ус-
ловиях.
Гис. X1II.2. Схемы штропов для трубных элеваторов:
*• петельный для балочных элеваторов; б — двухпетельный
• ш к-мы Уманчнка—Яковенко для балочных элеваторов
Па конструктивную схему элеватора и на его размеры вли-
яет тип труб, для которых он предназначен. К настоящему вре-
мени широкое применение получили четыре основных принци-
пиально отличающихся типа трубных элеваторов (рис. XIII.1).
Элеватор, выполненный по балочной схеме, удерживающий
• рубу путем опоры ее торца на корпус элеватора, используется
тля муфтовых труб и для безмуфтовых с высадкой наружу.
Элеватор, выполненный по балочной схеме, удерживающий
। рубу за ее гладкую часть клиньями, встроенными в корпус
•леватора, используется для безмуфтовых труб с высадкой
пну । рь.
Элеватор, выполненный по втулочной схеме, удерживающий
|рубу путем опоры торца муфты трубы на опорный бурт
внутри элеватора используется для муфтовых труб.
Штропы для трубных элеваторов изготавливают трех типов.
lllipoiiH (рис. XIII.2, а, б) применяются в сочетании с балоч-
ными элеваторами, а третий тип (на рис. XIII.2 не показан),
311

выполненный
в виде а
серьги, используется для вту-
лочных элеваторов, а также
для балочных с малой грузо-
подъемностью.
Массы элеваторов одного
типа примерно пропорцио-
нальны его грузоподъемности
и зависят от диаметра труб,
для которых они предназна-
чены. Г рузоподъемности же
элеваторов зависят от глубин
скважин. Поскольку фонд экс-
плуатационных скважин со-
стоит из как скважин боль-
ших глубин, так и средних и
мелких, то и спуско-подъем-
ные операции на разных сква-
жинах можно выполнять эле-
ваторами разных грузоподъем-
ностей, а значит, и разных
масс.
В связи с этим для облег-
чения и ускорения операций
с элеваторами балочные эле-
ваторы изготовляются не на
одну максимально возмож-
ную грузоподъемность, а на
ряд от минимальной до мак-
симальной. Такой подход поз-
воляет выполнять большую
Рис. ХШ.З. Конструкция трубных
элеваторов балочного типа
часть спуско-подъемных операций элеваторами меньших масс,
поскольку основная доля фонда эксплуатационных скважин
приходится на скважины малых и средних глубин.
Существуют стандарты на ряд грузоподъемностей элевато-
ров. Стандартами регламентируются также размеры и типы
элеваторов в зависимости от размеров и типов труб, для кото-
рых он предназначен.
Балочный элеватор (рис. Х1П.З, а), выполненный по створ-
чатой схеме, используют для работы с муфтовыми, а также
безмуфтовыми с высадкой наружу трубами. Корпусные элева-
торы (рис. ХШ.З, б) используются для работы с муфтовыми
трубами. Балочный элеватор (рис. ХШ.З, в) с встроенным
спайдером позволяет захватывать трубы за гладкую часть и
работать с безмуфтовыми высаженными внутрь трубами.
Трубные элеваторы изготовляются из стальных кованых,
штампованных или литых заготовок, как правило, из сталей,
легированных хромом, молибденом, реже никелем. При изготов-
лении корпусных деталей из литых заготовок к качеству литья
312

<г
А-Ь
предъявляются особо высокие требования: в заготовках не
должно быть каких-либо литейных пороков, так как исправле-
ние их с последующим использованием деталей недопустимо.
В то же время равнопрочность деталей элеваторов возможна
лишь при условии сложной их конфигурации, получение кото-
рой возможно только литьем.
Изготовить штропы для балочных элеваторов, несмотря на
их геометрическую простоту, весьма сложно. Штропы (см.
рис. XIII.2, а) изготовляются из сплошной цельнокатаной бан-
дажной заготовки с последующей многократно повторяющейся
проковкой ее вплоть до получения окончательной формы, что
весьма сложно. Изготовление такого штропа из стержня его
гибкой и последующей сваркой стыка приводит к увеличению
сечения стержня, т. е. к увеличению массы штропа, а значит,
313

к увеличению трудоемкости
спуско-подъемных операций.
Наиболее совершенной
конструкцией штропов для
элеваторов балочного типа яв-
ляется конструкция, показан-
ная на рис. XII.2, б. Этот
штроп удобен в работе, од-
нако его изготовление исклю-
чительно сложно, так как от-
штамповать его из-за больших
длины (до 2,5 м) и сечений
невозможно, а отлить крайне
сложно. Советскими специа-
листами Н. П. Уманчиком и
В. Л. Яковенко была предло-
жена оригинальная техноло-
гия изготовления штропа этого
типа, при которой его заго-
товка отливается по выплав-
ляемой модели, причем стерж-
невая часть отливки штропа
резко укорочена, а в середине
имеет узел резко увеличиваю-
щегося сечения, который после
отливки проковывается, в ре-
зультате чего длина стержне-
вой части штропа увеличива-
ется до заданной. Проковка
стержневой части не пред-
ставляет сложности, а форма
петель окончательно получа-
ется литьем и не нуждается
в последующей обработке.
Сочетание литья по вы-
плавляемой модели с проков-
кой обеспечивает высокое ка-
чество и необходимую проч-
ность металла и позволяет из-
готовлять штропы без особых
затруднений. Одновременно
Рис. XIII.4. Эпюры действующих на-
пряжений в штропе двухпетельной
конструкции:
а — по внешнему контуру; б — по внут-
реннему контуру; в — в перпендикулярной
плоскости; г — по ннжиему контуру
315

с разработкой технологии изготовления была создана методика
обеспечения приемлемой равнопрочности, а значит, минималь-
ной массы штропа.
Примером тщательной отработки конструкции с целью все-
мерного снижения металлоемкости и массы, может служить
штроп конструкции Уманчпка—Яковенко. Изготовленный по
расчетным даным штроп был подвергнут испытаниям под на-
грузкой для определения фактически действующих напряжений.
Измерения показали наличие в отдельных зонах напряжений,
существенно отличающихся от расчетных. Внесение изменений
в конструкцию и повторные измерения показали, что отрабо-
танная конструкция близка к равнонапряженной, а следова-
тельно, имеет минимальную металлоемкость.
Действующие напряжения определялись тензометрирова-
нием, для чего на штроп в большом количестве в разных плос-
костях наклеивались тензодатчики (рис. XIII.4). При нагру-
жении штропа, имитирующем натуральные условия, показания
датчиков пересчитываются в деформации, по которым опреде-
ляются соответствующие действующие напряжения. Построение
эпюр напряжений по внешнему, внутреннему контурам штропа
во взаимно перпендикулярных плоскостях позволяет воспроиз-
вести картину работы штропа под нагрузкой и выявить зоны
«избытка» металла или, наоборот, недостатка площади сечения.
Как видно из рис. XII 1.4, конструкция его близка к предель-
но возможной для таких изделий по равнопрочности, т. е.
обладает минимальной конструктивной металлоемкостью и
массой.
Недостатками балочных элеваторов являются их большой
вес и металлоемкость. Даже при малых грузоподъемностях их
масса составляет 40—50 кг, а при грузоподъемностях 75—80 т
массы их превышают 80—100 кг, что делает ручные операции
с ними крайне тяжелыми. Большие массы трубных элеваторов
обусловлены схемой, представляющей собой балку на двух опо-
рах (т. е. на штропах), нагруженную весом колонн труб посре-
дине. В результате корпус балочного элеватора работает
на изгиб. При этом напряжения изгиба тем меньше,
чем меньше изгибающий момент, который при постоянной на-
грузке зависит от расстояния между опорами. Отсюда вывод,
что для облегчения элеватора его конструкция должна позво-
лять предельно близко размещать штропы. В лучших конструк-
циях балочных элеваторов это предусмотрено и резервы облег-
чения за счет уменьшения плеча исчерпаны.
Делались попытки уменьшить массу элеваторов за счет за-
мены стали корпусных деталей на высокопрочный алюминие-
вый сплав АК-8. Однако эксплуатация таких элеваторов пока-
зала, что существенного выигрыша в массе это не дает, долго-
вечность же элеватора резко уменьшается, а сложность
увеличивается. Этот случай в практике конструирования весьма
характерен: замена стали высокопрочным легкосплавным мате-
316

риалом может облегчить изделие лишь при условии
т1	ПТ2Р1
mg	От1Ра
где /Дь /п2 — массы изделия из стали и сплава соответственно;
Он и оТ2 — соответствующие пределы текучести материалов; pi
и р2 — плотности материалов.
Плотность стали pi = 7,8 г/см3, плотность АК-8 р2 = 2,8 кг/см3.
При использовании обычной углеродистой незакаленной стали
с содержанием 0,4 % углерода oTi = 380 МПа и предел теку-
чести АК-8 <Тт2 = 320 МПа. Тогда -^^-=0,33, т. е. эффект облегче-
т2
ния будет. Однако для изготовления элеватора можно исполь-
зовать легированную высокопрочную термообработанную сталь,
у которой оТ1>1000 МПа, а в этом случае легкосплавный эле-
ватор будет тяжелей. Кроме того, из-за пластичности легкого
сплава размеры сечений легкосплавных деталей придется уве-
личивать, что приведет к увеличению плеча L и соответственно,
момента.
Таким образом, использование легкого сплава в данном
случае не может уменьшить массу элеватора. Облегчение
можно достигнуть только на основе принципиально новых кон-
струкций, которой является, например, втулочный элеватор
(см. рис. XIII. 1, г), корпус которого вытянут в направлении на-
грузки и работает в основном на растяжение (рис. XIII.5, а, б).
Элеватор этого типа поставляется вместе с шарнирно связан-
ным с ним штропом. Как видно, конструкция построена таким
образом, чтобы внутренняя поверхность полости корпуса — ос-
новной по весу детали этого элеватора — была бы во всех по-
перечных сечениях предельно близка к поверхности, размещен-
ной внутри ее муфты трубы, что и обеспечивает минимальные
действующие в корпусе изгибающие напряжения — корпус ра-
ботает в основном на растяжение.
Принципиально новое решение конструкции элеватора обес-
печило качественно новые его весовые показатели: при грузо-
подъемности 80 т масса элеватора составляет (без штропа)
16 кг, что примерно в 4 раза меньше массы балочных элева-
торов. Это позволило коренным образом облегчить и значи-
тельно ускорить ручные операции с трубным элеватором,
а кроме того, сократить металлоемкость.
Принцип устройства втулочного элеватора позволил резко
упростить изготовление штропа, придав ему форму серьги, и
многократно уменьшить его массу.
Многократное уменьшение массы элеватора сделало целесо-
образным использование для изготовления его основных дета-
лей иную, более совершенную технологию: корпус изготовляется
из стальной заготовки, отлитой по восковой модели, благодаря
чему стало возможным при последующей окончательной меха-
нической обработке в десятки раз сократить отход металла
317

a
Рис. XIII.5. Элеватор системы Молча-
нова:
а — конструкция: 1 — корпус; 2 — защелка;
3 — пружина; 4 — серьга; 5 — фиксатор; 6 —
ручка фиксатора; 7 — створка; б — общий
вид; в — измененный вариант в универсаль-
ном исполнении: 1 — серьга; 2 — палец; 3 —
шплинт; 4 — корпус; 5 — рукоятка; б — втул-
ка; 7 — подшипник; 8 — вкладыш; 9, 10 —
крепления

в стружку и получать отливки сложной конфигурации без ли-
тейных пороков. Штроп, створка, защелки элеватора изготов-
ляются также из литых по выплавляемым моделям или из
штампованных заготовок. Малая масса элеватора позволяет
изготовлять его из сталей высокопрочных марок. Элеваторы
изготовляются из сталей типа 35ХНМЛ с термообработкой их
до твердости HRC = 32, при которой кроме хороших прочност-
ных свойств обеспечиваются высокая износостойкость элева-
тора и долговечность, значительно большая, чем у балочного
элеватора.
Новый принцип устройства позволил одновременно решить
и другую важную задачу: в несколько раз уменьшив металло-
емкость элеваторов и штропов, устранить необходимость изго-
товления большого числа типоразмеров элеваторов, изготовляя
для трубы данного диаметра не более одного размера элева-
тора с максимально необходимой грузоподъемностью, превы-
шающей разрушающее усилие для труб данного размера. Та-
ким образом, решена задача многократного сокращения числа
типоразмеров путем универсализации, без ущерба для трудо-
емкости работы с элеватором.
При более эффективной технологии спуско-подъемных опе-
раций для насосно-компрессорных и бурильных труб неболь-
ших диаметров элеватор используется в сочетании со спай-
дером.
Преимущества элеватора втулочного типа привели к ис-
пользованию принципа его устройства в разных конструктив-
ных вариантах, как, например, ЭГ, ЭНК, ЭТА и т. п. В послед-
нее время получил распространение вариант этого же элева-
тора (рис. XIII.5, в), особенностью которого является исполь-
зование одного большого размера втулочного элеватора для
работы с трубами нескольких диаметров путем применения
сменных под каждый размер трубы вставок. Однако использо-
вание такого элеватора в работе с трубами небольших диамет-
ров приводит к увеличению затрат труда из-за большего его
веса, а эффект от универсальности в сфере производства сокра-
щается усложнением изготовления.
Конструирование элеватора предусматривает сочетание рас-
чета с моделированием и последующими нагружениями модели
с записью деформаций в разных зонах. Получение общей кар-
тины распределения деформаций и напряжений позволяет со-
ответствующей корректировкой конструкции привести их к при-
мерно одному значению, т. е. обеспечить равнонапряженную,
а значит, минимальную, массу конструкции.
Втулочные элеваторы стандартизованы по грузоподъемно-
сти, диаметру расточки корпуса и створок под трубу, массе и
габаритам. Аналогичны стандарты на балочные элеваторы.
Как всякое грузоподъемное устройство, трубные элеваторы
должны подвергаться контролю состояния, частота которого
регламентируется соответствующими руководствами. При этом
319

особое внимание должно уделяться
состоянию запорной системы, шар-
ниров и пружин.
§ 2. Спайдеры
Спайдером называется устройство
для удержания на весу колонн спу-
щенных в скважину труб путем
захвата их за гладкую часть трубы.
Применение спайдера в сочета-
нии с трубным элеватором позво-
ляет выполнять спуско-подъемные
операции по более эффективной
технологии, которую принято назы-
спайдер». При этом отпадает необ-
Рис. XIII.6. Схема клиньевого
спайдера
вать «один элеватор плюс
ходимость в переносе элеватора на руках, в съеме и одевании
штропов, что значительно облегчает и ускоряет ручные опера-
ции. Спайдер позволяет спускать и поднимать колонны безмуф-
товых труб с высадкой внутрь, спуск — подъем которых без
спайдера вообще невозможен.
Известно несколько конструктивных схем спайдеров, отли-
чающихся способом создания усилий зажима трубы, однако
широкое применение получили лишь клиньевые спайдеры
(рис. ХШ.6, а), представляющие собой самозажимные уст-
ройства, усилия зажима трубы в которых возрастают с увели-
чением осевого усилия, приложенного к зажатой клиньями
трубы.
Эффект захвата и удержания трубы в клиньях спайдера
объясняется свойствами клиньевого соединения, характеризуе-
мого для спайдера, в упрощенном виде системой сил, показан-
ной на схеме (рис. XIII.6, б).
Для функционирования спайдера необходимо выполнение
нескольких условий, главные из которых заключаются в обес-
печении, с одной стороны, надежного захвата трубы клиньями,
исключающего ее проскальзывание, а с другой — в исключении
при этом повреждения зажатой трубы клиньями. Эти условия
должны выполняться при захвате каждой трубы, так как их
нарушение приводит к аварийной ситуации или к невозможно-
сти выполнения спуско-подъемных операций.
При подземном или капитальном ремонте скважин спайдер
работает при весьма высокой частоте операций по захвату и
освобождению его клиньями трубы, что изнашивает его. Рабо-
чие поверхности спайдера и трубы, как правило, загрязнены,
причем в разных случаях средами, обладающими разными свой-
ствами. Так, обычно при подземном ремонте скважин в начале
подъема колонны наружная поверхность труб сухая, но по-
крыта слоем, толщиной иногда до 1 мм, коррозии; нижняя же
часть поднимаемой колонны труб всегда смочена нефтью, во-
дой или эмульсией. Часто наружная поверхность труб покрыта
320

слоем парафина. Поэтому в большинстве случаев при подъ-
еме—спуске колонн труб рабочие поверхности спайдера ио-
крыты смесью из перечисленных компонентов.
При одном номинальном размере труб фактические их раз-
меры всегда отличаются, особенно это относится к наружным
диаметрам, которые в процессе эксплуатации скважин умень-
шаются по сравнению с первоначальным размером из-за кор-
розии. В некоторых случаях это уменьшение составляет до не-
скольких миллиметров.
С помощью спайдера поднимаются колонны труб разных
типов, размеров, в скважинах разных глубин.
Анализ клиньевого устройства показывает, что надежный
захват трубы происходит при оптимальном соотношении трех
главных величин: угла наклона клина, коэффициента его сцеп-
ления с трубой и коэффициента трения тыльной поверхности
клина и внутренней поверхности спайдера.
С уменьшением угла наклона клина (характеризуемого ко-
нусностью) при одном и том же весе колонны усилие, обжи-
мающее трубу в клиньях, увеличивается. Поэтому для увели-
чения удерживающей способности спайдера и уменьшения
обжимающих трубу усилий внутренняя поверхность клиньев
должна иметь насечку, при которой коэффициент сцепления
увеличивается. Тыльная поверхность клина, как и контактирую-
щая с ней поверхность корпуса спайдера, наоборот, должна
быть гладкой.
В результате расчетного определения с последующим уточ-
нением опытным путем были определены форма и размеры на-
сечки клиньев. При этом учитывались, с одной стороны, степень
повреждаемости поверхности трубы, а с другой — износостой-
кость зуба насечки и способность к самоочистке полостей
между зубьями от грязи, особенно коррозионного происхожде-
ния. В результате наибольшее применение получили два вида
насечки. Насечка (см. рис. ХШ.6, б) представляет собой резьбу
с шагом h = 7—8 мм и р = 80°, насечка (рис. ХШ.6, в) представ-
ляет собой выступы, каждый из которых имеет усеченную пира-
мидальную форму с поверхностью усечения около 3X3 мм. Та-
кие формы и элементы размеров насечки обеспечивают удов-
летворительный коэффициент сцепления клина с трубой как
при сухой, так и при смазанной поверхности. Исследования
показали, что коэффициент сцепления увеличивается с увели-
чением осевого смещения трубы в клиньях.
Было определено также, что конусность спайдеров при вы-
сокой чистоте поверхностей контакта клина с корпусом и ко-
эффициенте сцепления трубы с клином, соответствующим на-
сечкам, показанным на рис. ХШ.6, а, должна быть рав-
ной 4/15 (т. е. а^9° 30').
Взаимодействие клиньев с трубой при неудачной конструк-
ции или дефектах изготовления спайдера, приводит к повреж-
дению трубы: нанесению на тело трубы рисок от насечки клина
11 Заказ № 416
321

Илй к деформации зажатой части трубы. Первые приводят
к образованию концентраторов напряжения, вторые — к потере
устойчивости трубы.
Для предотвращения повреждения трубы насечкой необхо-
димо, чтобы отношение массы колонны труб к суммарной длине
насечки, контактирующей с трубой, не превышало бы 100—
120 кг/см. Для исключения сжатия трубы клиньями необходимо,
чтобы длина по образующей и степень охвата клиньями
трубы в горизонтальных сечениях соответствовали бы массе
колонны труб, а отношение этой массы к длине контакта по
окружности и к длине контакта по образующей были бы не
меньше определенных величин.
Клинья спайдеров многозвенные. Число клиньев минималь-
ное— два, чаще три и четыре. Однако при двух создаются ус-
ловия для смятия трубы, а увеличение до четырех может при-
вести к исключению из работы одной пары клиньев. Поэтому
лучшую устойчивость обеспечивают три клина. Однако при
трех клиньях из-за отклонения диаметральных размеров трубы
от номинальных при расточке внутренней поверхности клиньев
под номинальный размер трубы захват ее будет происходить
при отклонении размера трубы в плюс — по двум образующим,
в минус — по одной. Таким образом, контакт будет не по ус-
ловной цилиндрической поверхности — по зубьям насечки,
а по точкам пересечения образующих этих поверхностей с зубь-
ями насечки, т. е. по трем или шести образующим.
В результате картины фактического контакта трубы
с клиньями, действительные распределения давлений по зубьям
насечки и повреждаемость трубы от них далеки от идеальных,
т. е. равномерных.
На прочность и поврежденность трубы и износостойкость
насечки клиньев влияют также неточность изготовления клина
в зоне контакта с трубой и разный уровень положения клиньев
из-за несоосностп трубы и корпуса спайдера, что приводит
к возникновению пары сил, изгибающей трубу.
Колебания диаметрального размера трубы, изношенность
клина и корпуса приводят к колебаниям уровня расположения
клиньев в корпусе, в связи с чем тыльная часть клина контак-
тирует с корпусом спайдера не по конической поверхности,
а по образующей конуса. При трубе меньшего диаметра кон-
такт происходит по одной образующей, при большем диа-
метре— по двум. В связи с этим в зонах контакта возникают
очень большие давления, что приводит к интенсивному изна-
шиванию клиньев и корпуса спайдера.
Спайдер состоит из кольцевого разъемного корпуса, внутри
которого находятся шарнирно связанные клинья. Шарнирная
связь клиньев исключает возможность их установки на разных
уровнях.
Клинья предназначены для одного размера труб. Наиболее
металлоемкие части спайдера — корпус и клинья. Наименее
.322

износостойка насечка клиньев. Поэтому клинья изготовляются
сборными из корпусов, в которые вставляются сменные плашки
с насечкой.
Корпуса спайдера и клиньев изготовляются из углеродистой
стали типа сталь 40, термообработанной до твердости RC 28—
32, плашки из легированных, калящихся сталей закаленных
до твердости RC 55—58.
При конструировании рассчитывается корпус спайдера, од-
нако существующие методики расчета не обеспечивают необхо-
димой точности, в связи с чем размеры и геометрия корпуса
уточняются опытным путем, в основном по тензометрическим
данным. Клинья и плашки конструируются также на основании
данных тензометрирования.
Спайдеры стандартизованы. Стандартами регламентируются
грузоподъемность, диаметры труб, число и размеры клиньев.
§ 3. Ключи
Трубные ключи предназначены для свинчивания и развинчива-
ния труб при спуско-подъемных операциях.
Объемы работ, выполняемых ежегодно с трубными клю-
чами, столь же велики, как и с трубными элеваторами. Усло-
вия выполнения операций с трубными ключами аналогичны
условиям работы с элеваторами и спайдерами, что делает тре-
бования, предъявляемые к трубным ключам, в значительной
степени аналогичными требованиям к элеваторам или спай-
дерам.
Несмотря на широкое применение механических трубных
ключей, на промыслах постоянно выполняется большое число
операций по свинчиванию или развинчиванию труб вручную
из-за невозможности использования в отдельных случаях меха-
нических ключей. Поэтому дальнейшее совершенствование труб-
ных ключей для ручной работы не теряет своей актуальности.
Главные из этих требований, предъявляемых к трубным
ключам: надежный захват (без проскальзывания труб) как при
минимальных, так и при максимальных вращающих моментах,
полное исключение повреждения трубы или муфты, снижающее
ее прочность, высокая надежность в любых условиях исполь-
зования.
Трубный ключ должен надежно передавать вращающий мо-
мент трубе, необходимый как для ее свинчивания, так и для
развинчивания, когда необходимый начальный момент от-
винчивания, как правило, намного больше момента свинчи-
вания. Эта надежность должна сохраняться при работе с тру-
бами, имеющими допустимые отклонения от номинального раз-
мера, загрязненными парафином, смолами, увлажненными ми-
нерализованной водой, нефтью, покрытыми слоем коррозии.
На надежность ключа не должна влиять окружающая среда:
сероводород, низкие температуры, осадки.
11*
323

Принцип действия трубных ключей, получивших широкое
применение, заключается в использовании эффекта «самоза-
тяжки», т. е. нарастания обжимающего трубу усилия по мере
увеличения вращающего момента. Поскольку моменты, необхо-
димые для открепления резьбовых соединений, весьма велики,
то и обжимающее усилие достигает весьма большой величины,
при определенных условиях может превысить допустимую
с точки зрения сохранения устойчивости трубы в зоне захвата
ее ключом и привести к ее разрушению.
Одной из главных задач конструирования трубного ключа
является обеспечение такого закона изменения обжимающего
усилия в зависимости от вращающего момента, который, с од-
ной стороны, позволил бы устранить вероятность повреждения
трубы, а с другой — обеспечил бы надежный ее захват без
проскальзывания как при минимальном, так и при макси-
мально возможном моментах. Задача эта решается прежде
всего определением кинематики ключа — в этом основа кон-
струирования ключа любого типа, с этого оно начинается.
Поскольку вероятность смятия трубы возрастает с увели-
чением обжимающих ее усилий, конструкция ключа должна
обеспечивать передачу вращающего момента при возможно
меньшем обжимающем усилии. Очевидно, что оно будет тем
меньше, чем больше коэффициент трения на контакте между
телом трубы или муфты и ключом. Поэтому из-за наличия
жидкости, парафина, смол на поверхности трубы конструкция
ключа должна выполняться таким образом, чтобы эта смазы-
вающая среда выдавливалась с контактной поверхности, что и
будет способствовать резкому увеличению коэффициента
трения.
Поверхность трубы, захватываемая ключом, никогда не
бывает строго цилиндрической и постоянного размера, соот-
ветствующего номинальному. Поэтому кинематика ключа дол-
жна обеспечивать его контакт с реальной поверхностью трубы
по возможно большей ее площади, в противном случае ключ
будет деформировать трубу в недопустимых пределах.
В начальный момент свинчивания или развинчивания
трубы, обжимающее усилие минимально, а поэтому внутренняя
поверхность ключа оснащается острым элементом — сухарем,
слегка врезающимся в тело трубы. Однако этот элемент захва-
тывает трубу ключом только в начальный момент, а затем по
мере нарастания обжимающего усилия возникает контакт по-
верхностей ключа и трубы, которая начинает проворачиваться
за счет сил трения.
Такой механизм взаимодействия ключа и трубы приводит
к двум последствиям: во-первых, сухарь несет значительную
нагрузку, что может привести к его быстрому износу, во-вто-
рых, обжим трубы ключом вызывает в его деталях весьма боль-
шие распорные усилия, а это делает необходимым выполнение
всех элементов ключа весьма прочными, а следовательно, и тя-
324
жслыми, что отрицательно сказывается на условиях труда и
и-мпе выполнения операций.
Поэтому и с точки зрения надежности захвата ключом
। рубы, и с точки зрения производительности и облегчения труда
большое значение имеют износостойкость сухарей и прочность
элементов ключа.
В нефтепромысловых процессах используются трубные
ключи для насосно-компрессорных или бурильных труб. (По-
следние применяются при капитальном ремонте скважин.)
Ключи для НКТ отличаются много меньшими диаметральными
размерами, а необходимые моменты не превышают 6—7 кН-м.
Ключи для бурильных труб рассчитаны в основном на трубы
(или замки) больших размеров и намного большие моменты —
вплоть до 60—120 кН • м.
325

Наиболее распространенным типом ключей, применяемых
как для НКТ, так и для бурильных труб, является шарнирный
ключ (рис. Х1П.7). Такие ключи называются машинными.
Ключ в сборе позволяет работать с трубами одного диаметра.
При необходимости можно менять звенья в захвате ключа, что
позволяет его использовать для труб нескольких диаметров.
Многозвенность шарнирного ключа также обеспечивает лучшую
равномерность обжима ключом поверхности трубы. Звенья
(челюсти) ключа шарнирно соединены с рукояткой и защел-
кой, запирающей или открывающей ключ. В положении, пока-
занном на рис. XIII.7, ключ одет на трубу для ее завинчивания,
для развинчивания он переворачивается. Основные параметры
машинных ключей показанного типа приведены ниже
Диаметр замка бурильных труб,
захватываемых ключом,	мм . .	60—120	108—212	172—299
Максимальный момент,	кН-м	20	80	120
Масса, кг ..................... 80	200	320
Как видно, эти ключи весьма тяжелые, поэтому во время
работы их подвешивают, а усилие для свинчивания или отвин-
чивания передается ключу канатом от лебедки на конец руко-
ятки ключа.
В челюсти ключа закладываются сменные сухари, имеющие
насечку и обладающие высокой износостойкостью.
Шарнирные ключи для НКТ по конструктивной схеме ана-
логичны машинному ключу.
Распорные усилия, возникающие в деталях ключа, дости-
гают десятков тонн, что воспринимается пальцами в шарнир-
ных соединениях. Звенья ключа работают в основном на изгиб.
Поэтому форма деталей ключей сравнительно сложна, что вы-
звано стремлением выполнить каждую деталь предельно равно-
прочной для сокращения массы и металлоемкости ключа.
При текущем ремонте скважин момент открепления резь-
бовых соединений НКТ, длительное время находившихся
в скважинах, особенно с коррозионными средами, намного
больше момента, с которым соединение было свинчено. По-
этому в практике спуско-подъемных операций с НКТ получили
применение ключи, рассчитанные или на свинчивание, т. е.
низкомоментные, или на открепление резьб с большими момен-
тами— высокомоментные ключи, имеющие большую прочность
и массу. Это способствует облегчению ручного труда и повы-
шает его производительность.
Ключи КТМ и КТГ (рис. XIII.8) изготовляются из деталей
или штампованных или отлитых из стали по выплавляемым
моделям. Оба ключа рассчитаны как на ручную, так и механи-
зированную работу, имеют массы в 1,5—2 раза меньшие, чем
масса шарнирных ключей, что способствует значительному об-
легчению труда.
Для штучных, немассовых операций по свинчиванию — раз-
винчиванию труб применяются цепные ключи.
326

Рис. ХШ.8. Ключи труб-
ные для насосно-компрес-
сорных труб:
а — ключ шарнирный низко-
моментный; 1 — челюсть;
2 — сухари; 3 — палец; 4 —
створка; 5 — пружина; 6 —
рукоятка; б — ключ авто-
логовый	системы Молча-
нова, высокомоментный; 1 —
створка;	2,	3—защелки;
4 — сухарь-автолог; 5 — че-
люсти
Ключи всех типов используются не только для вращения
трубы, но и для воспринимания реактивного момента. При
муфтовых трубах и работе со спайдером ключ, вращающий
трубу, надевается на нее, а ключ, воспринимающий реактивный
момент, при спуске труб — на нижнюю трубу, при подъеме —
на муфту. Это обеспечивает исключение возможности отвинчи-
вания нижней муфтовой резьбы, а при спуске колонны — недо-
крепление нижней муфтовой резьбы.
Для свинчивания — развинчивания насосных штанг ис-
пользуются простейшие штанговые ключи, рассчитанные на за-
хват квадратной части штанги.
327

Глава XIV
СРЕДСТВА МЕХАНИЗАЦИИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ
§ 1. Технология механизации спуско-подъемных
операций
В условиях социализма механизация трудоемких процессов
имеет особо важное социальное значение. Механизацию сле-
дует рассматривать как главный фактор, ликвидирующий,
с одной стороны, ручной труд, в первую очередь тяжелый,
а с другой — увеличивающий производительность труда.
Однако несмотря на большое внимание, уделяемое механи-
зации тяжелых и трудоемких процессов, в результате чего
основные нефтегазопромысловые процессы и операции
не только комплексно механизированы, но в значительной сте-
пени автоматизированы, уровень механизации спуско-подъем-
ных операций недостаточен.
Механизация наиболее тяжелых операций по спуску—подъ-
ему колонн труб и штанг в широких масштабах впервые в ми-
ровой практике была начата на промыслах Советского Союза.
Однако до сих пор целый ряд операций, как в отечественной,
так и зарубежной практике все еще остается ручным, немеха-
низированным. В ряде же случаев спуско-подъемные операции
выполняются по технологии, трудоемкость которой характери-
зуется графиками (см. рис. XII.2). До сих пор комплексная
механизация спуско-подъемных операций при подземном и ка-
питальном ремонтах, при освоении скважин широкого примене-
ния не получила. Это обусловлено особой сложностью создания
средств механизации, а тем более комплексной или автомати-
зации спуско-подъемных операций.
Средства механизации спуско-подъемных операций могут
предназначаться для механизации отдельных операций, группы
операции или всех операций. В первом и втором случаях меха-
низацию принято называть частичной, в последнем — комплекс-
ной. При синхронности и автоматическом управлении комплек-
сно-механизированными спуско-подъемными операциями они
считаются автоматизированными.
Механизация спуско-подъемных операций делает необхо-
димым решение двух задач: разработку технологии и средств
механизации, позволяющих материализовать эту технологию.
Технология механизации должна обеспечивать заданную сте-
пень облегчения труда, повышение его безопасности, улучше-
ние условий его выполнения и ускорение выполнения процесса
пли операций. Принципиальные схемы, конструкции, качество,
прежде всего надежность средств механизации, должны обес-
печивать получение эффекта от запроектированной технологии.
Условия их применения отличаются высокой частотой
транспортировки, выполняемой при бездорожье, монтажа, де-
монтажа, в любое время года, при любой погоде, работой при
интенсивной загрязненности парафином, смолами, абразивом,
328

агрессивными средствами, в загазованной атмосфере, вне поме-
щения пли укрытий.
Отсюда требования к средствам механизации спуско-
подъемных операций; прежде всего высокая их транспорта-
бельность, а значит, минимальная масса. Эти показатели, осо-
бенно для дорожно-климатических условий основных нефте-
газодобывающих районов нашей страны, имеют решающее
значение. Как бы ни была высока эффективность средств
механизации спуско-подъемных операций, если они имеют
большие массы, в таких районах они не могут эффективно ис-
пользоваться.
Средства механизации должны сохранять работоспособность
п надежность в сильно загрязненных условиях, при низких и
высоких температурах окружающей среды, при осадках. Они
должны обеспечивать запроектированную технологией механи-
зации их эффективность, определяемую в соответствии с дей-
ствующими методиками.
Первые попытки механизации относились лишь к операции
свинчивания—развинчивания насосно-компрессорных труб, для
чего был разработан целый ряд так называемых механических
ключей. Первым из таких ключей был механический ключ,
предложенный в Советском Союзе сотрудником Грознефти
Н. И. Ржевским, позже в Советском Союзе и в США делались
попытки создать механические ключи по схеме Ржевского, од-
нако из-за больших масс (300—400 кг), сложности и недоста-
точной надежности ключ Ржевского и аналогичные по схеме
ключи США применения по существу не получили.
Впервые проблема механизации спуско-подъемных операций
при текущем, а в значительной степени и при капитальном ре-
монте и освоении скважин со значительным эффектом была ре-
шена в Советском Союзе (по технологии, предложенной
Г. В. Молчановым). В основу решения этой проблемы были
положены результаты анализа трудоемкости операций показан-
ные на графиках (см. рис. XII.2), позволивших количественно
определить предельные эффекты по ускорению и облегчению
выполнения каждой из операций в случае ее механизации и
дать оценку целесообразности механизации.
Расчетным путем были построены серии графиков по типу,
показанному на рис. XII.2, позволившие определить оптималь-
ную технологию механизации спуско-подъемных операций и
с достаточной достоверностью заранее рассчитать эффект от ее
реализации как по степени облегчения ручного труда, так и
по ускорению спуско-подъемных операций в целом. Как видно
из графиков, такая запроектированная технология позволяет по
сравнению с обычной (см. рис. XII.2) сократить величины
предельных ручных усилий более чем на порядок, уменьшить
число ручных операций и примерно в 2—2,5 раза (в зависимо-
сти от длины свечи, веса колонны труб, типа подъемника) ус-
корить выполнение спуско-подъемных операций в целом.
329

a
tцикла подъема =f5,Z5 с
t подъема -8,25 c
t Вспом. не- совм. -7c

Перемещение труды /
от устья к магазину—'
Посадка труды вмагазин
и ее осводагкдение------
магазина к очередной трубе
Захват труды-----------
Приподнимание труды----
Подъем колонны труб—
ОсВодождение клиньев
Спуск незагруженного элеватора----'
Посадка колонны труб в клинья—
Захват труды и муьрты ключом----
Отвинчивание --------------------
Освобождение --------------------
Обвод элеВатором муьрты
трубы, утопление ключа и
захват элеваторам колонны
труб под муьрту
б
t цикло спуска = 75 c
t спуска = 8 c
tecnoM. несавм = 7c

Захват трубы в магазине-^
Приподнимание трубы-----
Перемещение трубы
от магазина к устью---
Опускание трубы в муфту
Освобождение трубы и
перемещение манипулятора
к магазину—-------------
Спуск колонны труд
Посадка колонны труд в клинья -1
Подъем незагруженного злеВотора
Обвод элеватором муьрты трубы
Захват трубы ключом------
Свинчивание -—————
Освобождение труды ключам
Освобождение клиньев ----
Рис. XIV.1. График запроектированной технологии комплексной
механизации спуско-подъемных операций;
а — подъем труб; б — спуск труб

Такую Технологию иа определенном этапе развития техники
можно считать оптимальной, поскольку она наряду с резким
увеличением производительности труда коренным бразом об-
легчает тяжелые ручные операции, а достигается это внедре-
нием небольшого числа средств механизации и рационализа-
цией ручного инструмента, что позволяет в короткие сроки реа-
лизовать механизацию.
Как видно из графика, такая технология обеспечивает
ие комплексную, а частичную механизацию путем механизации
главных, с точки зрения длительности и усилий выполнения,
операций. Однако реализация этой технологии механизации на
промыслах обеспечила весьма значительный эффект, выразив-
шийся в коренном облегчении труда и примерно удвоении про-
изводительности труда.
Примером технологии комплексной механизации спуско-
подъемных операций с колоннами НКТ может служить техно-
логия, показанная в виде двух графиков на рис. XIV. 1. Техно-
логия была запроектирована для создания отечественного ком-
плексно-механизированного и автоматизированного агрегата
текущего ремонта скважин (АКМ).
Эта технология базируется на частично совмещенном
во времени выполнении отдельных операций по способу, харак-
теризуемому верхними графиками — для подъема и нижними —
для спуска труб. Графики соответствуют операциям, выполня-
емым четырьмя группами устройств: манипулятором с магази-
ном, подъемником, клиньями с элеватором и ключом для свин-
чивания и отвинчивания труб. Верхние графики характеризуют
затраты времени на операции, выполняемые манипулятором
при перемещении труб от устья в магазин и наоборот. Числа
в кружках характеризуют продолжительность каждой опера-
ции в секундах. Средние графики характеризуют работу
подъемника при подъеме колонны незагруженного элеватора.
Нижние графики соответствуют работе трубного ключа, элева-
тора и клиньев.
Затраты времени на каждую из операций, выполняемых ма-
нипулятором, подъемником, ключом, элеватором, клиньями,
увязаны с принципиальными схемами этих устройств, а обеспе-
чение показанных на графиках последовательности и совме-
щенности во времени их выполнения базируется на принципи-
альной схеме агрегата в целом и на схеме его управления.
Как видно, такая технология спуско-подъемных операций
позволяет выполнять их в темпе, соответствующем затрате
времени на спуск одной свечи—15,25 с и на подъем — 15,0 с.
Технология рассчитана на постоянные и равные скорости
подъема и спуска каждой свечи. Таким образом, технология
обеспечивает больший рост производительности труда, соответ-
ствующий сокращению времени цикла операций по обработке
одной свечи примерно в десять раз по сравнению с обычным
способом выполнения спуско-подъемных операций и в 4—5 раз
331

по сравнению с частичной механизацией. Эта технология поз-
воляет полностью ликвидировать ручной труд.
В настоящее время комплексно-механизированным способом
спуско-подъемные операции выполняются только при использо-
вании буровых установок, изготовляемых в Советском Союзе
(система АСП), для подземного же ремонта оборудование для
такой технологии пока находится в стадии разработки.
Частичная механизация осуществляется с помощью четырех
главных видов средств механизации: механических трубных и
штанговых ключей, механических спайдеров и комбинирован-
ных устройств на базе агрегатированных механических ключей
со спайдерами. Все эти устройства получили широкое примене-
ние на промыслах.
§ 2. Механические трубные и штанговые ключи
Механические трубные ключи предназначены для механизации
операций по свинчиванию и развинчиванию резьбовых соедине-
ний труб при их спуске—подъеме в скважинах.
В нефтегазодобывающей промышленности при бурении и
эксплуатации скважин применяются разные по назначению и
типам трубы: обсадные, бурильные и насосно-компрессорные,
резко отличающиеся диаметральными размерами, моментами
свинчивания и развинчивания. Поэтому механические ключи
конструктивно выполняются специализированными для работ
с обсадными, бурильными или насосно-компрессорными тру-
бами. Ключи для обсадных труб рассчитаны на трубы наиболь-
шего размера и максимальные диаметральные габариты, ключи
для бурильных труб рассчитаны на трубы, открепление резь-
бовых соединений которых требует наибольших моментов,
ключи для НКТ рассчитаны на моменты относительно неболь-
шой величины, в связи с чем эти ключи по габаритам, массам
и .мощностям привода много меньше ключей для обсадных и
бурильных труб.
Поэтому при текущем, капитальном ремонтах и освоении
скважин применяются механические ключи двух назначений:
для бурильных труб при капитальном ремонте скважин и для
НКТ — при текущем ремонте. Так как спуск обсадных труб
при капремонте выполняется редко, то и ключи для обсадных
труб используются также редко. В отдельных случаях исполь-
зуют ключ для НКТ при работах с бурильными трубами малых
диаметров и ключ для бурильных труб при спуске обсадных
труб малых диаметров.
Механические трубные ключи работают в условиях, анало-
гичных условиям работы ручных ключей, элеваторов и спайде-
ров, поэтому и требования, предъявляемые к ручному инстру-
менту, полностью относятся к механическим ключам. Кроме
того, из-за сложности и относительно высокой стоимости к ме-
ханическим ключам предъявляются требования обеспечения
332

возможности работы с тру-
бами каждого назначения во
всем диапазоне их типов и
диаметров. Так, трубный ключ
для НКТ должен позволять
работать с НКТ диаметрами
от 48 мм до 102, т. е. в весьма
большом диапазоне. В связи
с этим особо важно гаранти-
рование сохранности труб
в резьбовой части при свинчи-
вании и тела трубы в зоне за-
хвата ключом при отвинчива-
нии труб минимальных диа-
метров, поскольку привод ме-
ханического ключа имеет мо-
Рис. XIV.2. Графики изменения вели-
чины момента свинчивания и отвин-
чивания (НКТ, 73 мм, равнопрочная):
1 — свинчивание; 2 — отвинчивание
ментную характеристику, рас-
считанную на развинчивание трубы наибольшего размера, т. е.
развивает момент, намного больший предельно допустимого для
трубы минимального диаметра.
Ранее отмечалось, что момент отвинчивания при спуско-
подъемных операциях с НКТ всегда больше момента свинчива-
ния труб (рис. XIV. 2). Как видно, момент отвинчивания при-
мерно вдвое больше момента свинчивания, а кривая имеет
ярко выраженный всплеск или в зоне начала отвинчивания, или
в зоне конца свинчивания, которые принято соответственно
называть откреплением и закреплением резьбы. Такой характер
кривой объясняется конусностью резьбы.
В обоих случаях — и при свинчивании и при отвинчивании —
эти пиковые моменты прикладываются лишь на 0,75—1,3 обо-
рота резьбы. На остальных оборотах вращающий момент в де-
сятки раз меньше максимального. С увеличением диаметров
труб максимальные моменты увеличиваются, с уменьшением —
уменьшаются. Для прочности и герметичности резьбового сое-
динения момент свинчивания для каждого типоразмера НКТ
должен быть строго определенным, а момент отвинчивания,
развиваемый трубным ключом, должен обеспечить отвинчива-
ние резьбы трубы наибольшего диаметра, на который рассчи-
тан ключ. Величина этого момента колеблется в широких пре-
делах для труб одного размера и зависит от глубин подвески
колонны НКТ, степени агрессивности среды, температуры, вре-
мени пребывания труб в скважине, режима свинчивания, ка-
чества резьбы, характеристики смазки и достигает в отдельных
случаях, например для НКТ диаметром 89 мм, 5—6 кН • м.
Момент крепления резьбового соединения НКТ для равно-
прочных труб диаметрами 48, 60, 73, 89 мм приближенно дол-
жен равняться соответственно 1,0, 1,7 2,5, и 3,3 кН-м.
Однако эти моменты крепления труб при тяжелых условиях
работы колонн НКТ подлежат существенным коррективам,
333

Поскольку законы изменения несущей способности резьбового
соединения и герметичности от момента крепления разные. На
них влияют степень точности изготовления, чистота поверхно-
сти, вид покрытия, наличие свойства смазки и даже скорость
свинчивания резьб.
В связи с этим моменты крепления для резьбовых соедине-
ний труб одного диаметра в скважинах средних и больших
глубин не постоянны, а меняются в зависимости от глубины
расположения резьбового соединения, по определенному закону,
что и обеспечивает в этом случае равнопрочность и равную
герметичность колонны по всей длине.
Таковы главные особенности операций по свинчиванию —
отвинчиванию НКТ и главные требования к механическим
трубным ключам для НКТ. Эти особенности и требования ка-
чественно в основном аналогичны характерным и для механи-
ческих ключей для бурильных труб.
Схемы механических трубных ключей построены на сочета-
нии функционально одинаковых блоков: источника энергии,
двигателя, преобразователя, вращателя, стопора и трубоза-
хватных органов.
Однако сами схемы ключей, а особенно их конструктивное
оформление существенно отличаются.
В настоящее время наибольшее применение получили труб-
ные ключи трех типов: подвижные с открытым или закрывае-
мым зевом — надвигаемые на трубу для ее захвата и враще-
ния, подвижные кольцевой неразъемной формы — перемещае-
мые до и после свинчивания или отвинчивания по оси трубы и
ключи неподвижные кольцевой неразъемной формы, остающи-
еся во время спуско-подъемных операций неподвижными. Ме-
ханические ключи всех трех типов впервые были предложены
советскими специалистами, а в дальнейшем на основе этих
конструктивных схем различными организациями и зарубеж-
ными фирмами было разработано большое число их конструк-
тивных вариантов.
Подвижный трубный ключ с открытым зевом
состоит из корпуса с зевом, в котором расположен вращатель,
оснащенный трубозахватными органами. При вращении трубо-
захватные органы автоматически захватывают трубу и пере-
дают ей вращающий момент. Схема трубозахватных органов
аналогична схемам ручных трубных ключей и рассчитана на
один размер трубы. Поэтому ключ укомплектовывается набо-
ром трубозахватов разных размеров.
Момент к вращателю передается от двигателя через преоб-
разователь. В качестве двигателя на таких ключах обычно ис-
пользуется гидравлический объемный шестеренного типа или
аксиально-поршневой, реже лопастной. Преобразователь пред-
ставляет собой шестеренный или цепной редуктор, дополнен-
ный коробкой передач, обычно двухскоростной.
Коробка передач позволяет за счет уменьшения на первой
334

передаче частоты вращения вращателя соответственно увели-
чивать момент при откреплении или закреплении резьбы и ис-
пользовать таким образом двигатель ограниченной мощности.
Однако при этом увеличивается время обработки каждого сое-
динения.
В качестве источника энергии для таких ключей использу-
ется автономная установка с ДВС, приводящим в действие или
маслонасос, или компрессор, укомплектованная емкостями,
распределителями, клапанами и смонтированная на колесном
шасси. Рабочий агент от установки к двигателю подается по
шлангам.
Ключи этого типа или подвешиваются на канате к вышке и
вручную перемещаются к трубе и от нее, или — реже — устана-
вливаются на перемещающейся опоре.
Трубные механические подвижные ключи кольцевой не-
разъемной формы в основных деталях аналогичны разъемным.
Отличаются лишь кольцеобразной замкнутой формой корпуса
и вращателя. Во время спуске-подъемных операций такой ключ
после отвинчивания трубы опускается вниз для захвата элева-
тором очередной трубы, а затем после установки колонны
в клинья поднимается до уровня резьбового соединения для
его захвата и отвинчивания.
Особенностями неподвижного, кольцевого неразъемного
трубного ключа являются исключительная простота и надеж-
ность. Ключ представляет собой червячный редуктор, шестерня
которого оснащена упором (водило), передающим вращающее
усилие трубозахватному органу, червяк соединен с электродви-
гателем или гидромотором. При электроприводе ключ питается
энергией от сети, что исключает необходимость в силовой
установке. Особенностью привода ключа этого типа является
впервые примененное в нем инерционное устройство в виде
маховика, соединяемого с электродвигателем. Для резкого уве-
личения момента на вращателе ключа раскрученный маховик
отдает накопленную энергию вращателю и через трубозажим-
ное устройство трубе; это позволяет ускорить операции, иск-
лючить коробку скоростей и использовать маломощный легкий
и дешевый двигатель (2,8 кВа).
Ключи этого типа получили массовое применение на про-
мыслах Советского Союза как в самостоятельном, так и
во встроенном исполнении. Отдельно они применяются в ге-
ологоразведочных установках и ключах для НКТ малых диа-
метров и штанг, а во встроенном исполнении — в автоматах,
в агрегатах типа А-50 и т. д. Ключи ускоряют и облегчают
операции. Металлоемкость и масса ключа по сравнению с под-
вижными в 3—4 раза меньше.
Обязательным • требованием к приводу ключа (собственно
двигателю ключа) является обеспечение его взрыве- и пожаро-
безопасности, чему полностью удовлетворяет гидравлический
привод.
335

Градация моментов свинчивания при электроинерционном
приводе обеспечивается числом повторно прилагаемых момен-
тов свинчивания. Такой способ регулирования момента крепле-
ния резьб требует внимания и определенного опыта оператора.
При гидроприводе момент свинчивания регулируется пере-
ливным клапаном гидросистемы, шкала которого оттарирована
на положения, соответствующие диаметрам и типам резьб.
Этот способ точней и надежней, чем при электроприводе, од-
нако при этом значительно усложняется привод ключа.
Рис. XIV.3. Конструкция механического штангового ключа системы Нагаева
с автоматизацией работы штангозахватного органа
Применение современных усовершенствованных подвесных
механических трубных ключей позволяет сократить время от-
винчивания или свинчивания резьбы с 40—60 до 20—30 с и
выполнять работу у устья скважины двум рабочим. Примене-
ние неподвижного ключа сокращает это время до 10—12 с и
требует одного рабочего. Ключи обоих типов в части механиза-
ции операций свинчивания — отвинчивания НКТ обеспечивают
частичную механизацию спуско-подъемных операций путем
полной механизации самой тяжелой из ручных операций.
Спуско-подъемные операции со штангами менее трудоемки,
чем с трубами, а затраты времени на них по сравнению с тру-
бами при равных глубинах подвесок колонн обычно в 2—
2,5 раза меньше. В настоящее время из средств механизации
спуско-подъема штанг сравнительно широкое применение полу-
чили только механические штанговые ключи, позволяющие
механизировать их свинчивание и отвинчивание, т. е. операцию,
выполняемую вручную в очень высоком темпе, в течение 10—
15 с.
336

Создание механического ключа для штанг является задачей,
решение которой усложняется необходимостью одновременного
<ахвата ключом двух по-разному взаимно располагающихся
квадратных частей штанг (или лыски на муфте) и выполнения
целой группы операций с ключом за время меньшее или,
по крайней мере, равное времени выполнения операции вруч-
ную, т. е. за 10—15 с.
Задача эта была впервые решена В. Н. Нагаевым, штанго-
вый ключ системы которого под шифром АШК (см. рис. XIV.
Рис. XIV.4. Автоматизированный штанговый ключ
3) получил некоторое применение на отечественных промыслах.
Ключи АШК автоматически захватывают штанги и свинчивают
их с высокой частотой. Ключи имеют электропривод, но рас-
считаны также и на гидропривод.
Более эффективен автоматизированный электроприводной
штанговый ключ типа КДГ (рис. XIV. 4). Этот ключ имеет
программное управление, обеспечивающее автоматизацию по-
дачи его к штанге, ее захват, вращение и стопорение и обеспе-
чивает стабильный момент свинчивания резьб в строгом соот-
ветствии с заданной величиной.
Штанговые ключи обеспечивают небольшое ускорение опе-
раций свинчивания — развинчивания, облегчают ручной труд и
обеспечивают стабильность момента свинчивания штанг, что
способствует равнопрочности колонны штанг.
337

Рис. XIV.5. Конструкция автоматизирован-
ного спайдера системы Молчанова:
1 — центратор автоматический; 2 — корпус; 3 —
клин; 4 — плашка; 5 — шайба; 6 — направляю-
щая; 7 — пружина; 8 — направление
Методы конструирова-
ния трубных и штанго-
вых ключей всех назна-
чений и типов после оп-
ределения и расчета кон-
структивной схемы и па-
раметров аналогичны
приемам расчета и кон-
струирования редукторов
и преобразователей обще-
промышленного назначе-
ния. Специфичными уз-
лами и деталями явля-
ются трубозажимные ор-
ганы, конструирование и
изготовление которых
в основном аналогичны
ручным трубным ключам
как по кинематике, так и
по геометрии сухарей и
плашек, а также по при-
меняемым материалам и
методам их упрочнения.
§ 3. Механические и автоматические спайдеры
При работе с клиньевыми ручными спайдерами при посадке
трубы в клинья и подъеме из них каждой трубы необходимо
вручную вынимать клинья из корпуса спайдера или заклады-
вать в него. Из-за значительной массы клиньев, особенно
в спайдерах большой грузоподъемности, операции эти требуют
больших усилий.
Механические спайдеры позволяют полностью механизиро-
вать операции по перемещению клиньев и заменить эти ручные
операции операциями по управлению спайдером.
Конструкция механического спайдера представляет собой
спайдер обычного типа, в котором сборка клиньев кинемати-
чески связана с поршнем силового цилиндра. Поршень, пере-
мещаясь под действием сжатого воздуха или под давлением
рабочей жидкости, поднимает и опускает клинья в корпусе
спайдера. Поэтому механические спайдеры имеют привод:
в первом случае от компрессорной установки, во втором от си-
лового маслонасоса. Системы привода включают в себя воз- .
духо- или маслопроводы, клапанные устройства, распредели-
тели, органы управления. Последние позволяют оператору син-
хронизировать опускание клиньев с опусканием колонны труб
и, наоборот, подъем — с началом подъема колонны.
В Советском Союзе получил применение автоматический
спайдер системы Молчанова (рис. XIV.5). Особенностями этого
338

спайдера являются способ приведения его в действие без спе-
циальной энергетической установки и автоматизация с обеспе-
чением синхронности работы спайдера с колонной спускаемых
или поднимаемых труб. При спуске колонн труб спайдер при-
водится в действие элеватором, при подъеме — специальной
подкладкой. Автоматизация работы спайдера полностью осво-
бождает оператора не только от ручных операций, но и от уп-
равления спайдером и одновременно обеспечивает точность его
срабатывания.
Для обеспечения контакта по поверхности, а не по линиям
тыльные поверхности клиньев и ответные спайдера имеют ци-
линдрическую форму, а не коническую. Оси цилиндрических
поверхностей расположены под углом 9°30' к оси спайдера.
Такая конструкция спайдера обеспечивает постоянно, незави-
симо от изменения положения клиньев по высоте, одинаковую
площадь контакта между клином и корпусом на несколько по-
рядков большую, чем при конической форме, применяемой
в спайдерах всех типов. Изменение формы контактной поверх-
ности позволяет резко уменьшить напряжения, действующие
в корпусах клиньев и спайдера и соответственно уменьшить
в 3—3,5 раза, по сравнению с обычными массу спайдера при
одновременном многократном увеличении его долговечности.
Спайдер этого типа выпускается под шифром АСГ. При
грузоподъемности 80 т имеет массу около 40 кг. Спайдер рас-
считан на трубы диаметром 48, 60, 73, 89 мм, для чего в его
комплекте имеются сменные сборки клиньев соответствующих
размеров. Спайдер снабжен втулочным центратором для авто-
матизации центрирования колонны труб при прохождении че-
рез него муфт.
Корпус спайдера изготовляется из углеродистой стали, ле-
гированной хромом и термообработанной до твердости RC 28,
корпусы клиньев — из стали 20, тыльные поверхности клиньев
цементируются и шлифуются. Плашки клиньев по геометрии
насечки и изготовлению аналогичны соответствующим деталям
обычных спайдеров.
Для обеспечения постоянства расположения клиньев на од-
ном уровне они оснащены синхронизаторами. Клинья подни-
маются пружиной, сжимаемой трубой через элеватор при его
спуске или подкладкой при подъеме.
Корпус спайдера рассчитан по методике расчета клиньевых
устройств колонных головок. Пружина рассчитывается таким
образом, чтобы в сжатом положении усилие, выталкивающее
клинья, превышало бы силу веса клиньевой сборки на вели-
чину меньшую, чем усилия выдергивания клиньев при удер-
живании ими одной трубы.
Сплошная кольцевая формы спайдера резко упрощает его
изготовление.
Большая грузоподъемность спайдера при весьма малой
массе и возможность работы с НКТ всех диаметров сделали
339

спайдер этого типа универсальным и позволили устранить не-
обходимость выпуска спайдеров малых грузоподъемностей.
Спайдер АСГ-80 используется при спуске — подъеме как НКТ,
так и бурильных труб при капитальном ремоноте и освоении
скважин. Элементы спайдера АСГ-80 можно встраивать в ком-
бинированные устройства и роторы агрегатов для ремонта и
освоения скважин.
340

§ 4. Комбинированные средства механизации
Анализ показывает, что подавляющая часть текущих ремонтов
нефтяных скважин выполняется на скважинах, где одновре-
менно можно и целесообразно работать со спайдерами и меха-
ническими ключами. В этом случае необходим их последова-
тельный монтаж в зоне устья, а затем — демонтаж. Следова-
тельно, объединение их в один узел, т. е. агрегатирование,
может позволить упростить, облегчить и ускорить операции мон-
тажа— демонтажа. Кроме того, агрегатирование не простым
сочленением двух отдельных механизмов, а созданием единого
уменьшает массу агрегатированного устройства по сравнению
с суммой масс каждого, т. е. уменьшает их металлоемкость и
снижает стоимость.
Такое агрегатирование позволило создать механизм нового
типа, представляющий собой комбинацию механического коль-
цевого неподвижного ключа, автоматического спайдера, авто-
матического центратора и электроинерционного привода.
Такой комбинированный механизм, предложенный Г. В. Мол-
чановым, широко применяется на промыслах и обычно назы-
вается автоматом. Автомат (рис. XIV.6, а, б), состоит из несу-
щего корпуса 1, являющегося базой для червячного колеса 2,
находящегося в зацеплении с червяком и монолитно связанного
с водилом 6. Червяк вращается через муфту электродвигате-
лем 8, жестко связанным с маховиком включенным или отклю-
ченным валом 7. Водило 6 передает вращающий момент от ко-
Рис. XIV.6. Автомат системы Молчанова:
а, б — конструкция; в — общий вид
341

Леса 5 к трубозахватному органу — обычно трубному клйчу,
надетому на трубу.
Эта часть автомата является неподвижным кольцевым меха-
ническим ключом, червячный редуктор которого защищен ко-
жухом и образует закрытую масляную ванну для червячной
пары и подшипников. Радиальные усилия от колеса передаются
его внутренней цилиндрической поверхностью на цилиндриче-
скую поверхность корпуса автомата, а опрокидывающий реак-
тивный момент колеса передается его торцевыми поверхно-
стями крышке и бурту корпуса. Колесо биметаллическое со-
стоит из стального сердечника с ободом, залитым в бронзу
центробежным способом, с торцевыми трущимися поверхно-
стями. Колесо вращается относительно корпуса.
Такое решение подшипниковых опор улучшило компакт-
ность механизма.
Корпус 1 одновременно является корпусом для клиньев 4
автоматического спайдера. Клинья для труб диаметром 73 мм
и менее сборные состоят из корпуса и плашки 5, для труб
большего размера —- монолитные. Клинья на шарнирах подве-
шены к шайбе 3 с зевом, приваренной к направлению 10, вер-
тикально перемещающемуся в пазу корпуса с помощью
рычага, вращающегося на оси 9. Клинья с шайбой и направле-
нием в сборе могут быстро меняться на другие. Корпус соеди-
нен с горловиной 12, внутри которой помещен втулочный цент-
ратор 11, автоматизирующий центрирование колонны труб при
прохождении муфт (замков). Втулка центратора фиксируется
неподвижно относительно автомата подпружиненным фиксато-
ром 13. Горловина имеет лапы с пазами для крепления авто-
мата к фланцу на устье скважины.
Эта часть автомата является автоматическим спайдером,
унифицированным по клиньевым подвескам и центраторам,
а также по внутренней поверхности корпуса с автоматическим
спайдером АСГ-80. Однако в отличие от него в автомате пру-
жина, выталкивающая клинья, заменена грузом с рычагом (см.
рис. XIV.6,6).
Автоматы системы Молчанова поставляются в разных ис-
полнениях с электроинерционным приводом или с гидроприво-
дом, с трубными ключами того или иного типа, с разными
комплектами клиньев для труб диаметром от 48 мм до 102 мм,
а в зависимости от этого с соответствующими центраторами
разных размеров, со специальными стопорными ключами. Авто-
маты рассчитаны на транспортировку и монтаж моноблоком
в сборе или отдельными быстросборными блоками — ключ-
спайдер, клиньевая подвеСка и Привод. Узлы привода, клинье-
вых подвесок, втулок центратора взаимозаменяемы в автома-
тах всех исполнений.
Автомат значительно унифицирован: клиньевые подвески и
центраторы полностью унифицированы с используемыми в ав-
томатических спайдерах, а также в роторах агрегатов А-50,
342

трубные ключи унифицированы с трубными ключами для руч-
ной работы. Автомат рассчитан на работу с втулочными эле-
ваторами системы Молчанова независимо от конструктивных
вариантов их исполнения.
Конструкция автомата позволила сделать его универсаль-
ным одного типоразмера, способным выполнять работы по всем
диапазоне глубин скважин с насосно-компрессорными тру-
бами всех диаметров. Поэтому диаметр проходного отверстия
автомата и вращающий момент на водиле, передаваемый меха-
ническим ключом автомата, грузоподъемность его спайдерной
части имеют параметры, удовлетворяющие требованиям ра-
боты на скважинах с предельными длинами колонн НКТ при
их диаметре до 102 мм.
Техническая характеристика автомата
Диаметр проходного отверстия, мм ................................. 138
Грузоподъемность спайдера, т.................................. 80
Максимальный вращающий момент на водиле автомата, кН-м . . .	9,5
Номинальные диаметры НКТ, мм .................................48—102
Масса, кг:
блока ключа-спайдера ......................................... 85
блока электроинерционного привода.............................. 80
блока гидромотора ...........................................  До	45
Максимальный вращающий момент на водиле автомата, кН-м:
обеспечиваемый электроинерционным приводом .....................До	6,50
обеспечиваемый гидромотором в зависимости от типа гидропривода До 9,5
Частота оборотов водила при свинчивании и отвинчивании труб,
мин-1 .......................................................... До	80
Численность работающих с автоматом операторов................... 1
Комплекс средств механизации и инструмента, состоящий из
автомата, трубных и стопорных ключей, втулочных элевато-
ров, т. е. небольшого числа устройств принципиально нового
типа, получил широкое внедрение на отечественных промыслах
и позволил коренным' образом облегчить самые массовые и
самые тяжелые ручные операции нефтегазодобывающей про-
мышленности, повысить качество подземного ремонта скважин
и примерно удвоить производительность труда при выполнении
спуско-подъемных операций с трубами. Эффективность приме-
нения комплекса характеризуется кривыми (см. рис. XII.5).
Создание этого комплекса обеспечило выполнение запроек-
тированной технологии механизации с минимальными затра-
тами.
При ремонтах скважин с электроцентробежными насосами
из-за подъема и спуска вместе с НКТ и токонесущего кабеля
трудоемкость и продолжительность спуско-подъемных операций
резко возрастают. В то же время использовать для их механи-
зации автомат в обычном исполнении нельзя из-за невозмож-
ности пропускания через него кабеля.
Для механизации и автоматизации спуско-подъемных опе-
раций с НКТ и кабелем советскими специалистами было пред-
ложено агрегатированное устройство, представляющее собой
343

сочетание стандартного авто-
мата со специальной пристав-
кой — пьедесталом (рис.
XIV.7). Приставка автомати-
чески снимает хомуты, кото-
рыми крепится кабель к НКТ,
и направляет кабель в сто-
рону из-под автомата к ка-
бельному барабану. При этом
темп выполнения спуско-подъ-
емных операций резко увели-
чивается и становится близ-
ким к темпу их выполнения
с НКТ без кабеля. Однако ав-
томатизация по такой техно-
логии делает необходимым ис-
пользовать иную конструкцию
хомутов — клямсов, крепящих
кабель к НКТ.
При ремонтах скважин,
Рис. XIV.7. Универсальный автомат в которых во время ремонта
из-за отсутствия клапанов-от-
секателей возможно фонтани-
рование, использование механических ключей, спайдеров коль-
цевого неразъемного типа, а также автомата не всегда удобно.
В этих случаях иногда целесообразно использовать механиче-
ские ключи разъемного типа, т. е. подвижные, перемещаемые
во время операций. Такие механические ключи позволяют ме-
ханизировать свинчивание — развинчивание НКТ с кабелем при
использовании обычных средств крепления кабеля к трубам
(рис. XIV.8). В этом комбинированном устройстве и спайдер, и
механический ключ разъемные, что позволяет быстрее демонти-
ровать их с устья скважины при аварийных ситуациях, а также
работать с кабелем.
Однако разъемная конструкция резко увеличивает их массу
и сложность. Кроме того, механизация по сравнению с достиг-
нутой при использовании автомата сокращается из-за ручного
управления спайдером и необходимости, кроме операций по за-
рядке и съему трубного ключа, перемещать на трубу и от нее
весь блок механического ключа.
Это комбинированное устройство под шифром КМУ
следующую характеристику:
имеет
Диаметр проходного отверстия спайдера, мм..................... 142
Грузоподъемность спайдера, т.................................. 32
Максимальный вращающий момент на водиле ключа, кН-м ...	4,5
Номинальные диаметры	НКТ, мм ...............................48—114
Масса в сборе, кг................................................ 510
Частота оборотов водила прн свинчивании — отвинчивании труб,
мин-1 ........................................................ До-80
344

Широкое применение комбинированных устройств на про-
мыслах Советского Союза из-за их простоты, небольших масс,
невысокой стоимости, надежности и в то же время высокой
эффективности позволило резко увеличить темп ремонта сква-
жин, производительность труда, степень его безопасности и по-
высить качество ремонта скважин.
Рис. XIV.8. Агрегат системы Нагаева—Семенова:
1 — стопор; 2 — фиксатор; 3 — водило; 4 — шестерня: 5 — электродвигатель; 6 — махо-
вик; 7 — кронштейн; 8 — спайдер; 9 — ведущая шестерня
Глава XV
ПОДЪЕМНИКИ ДЛЯ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ
ПРИ ТЕКУЩЕМ, КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТАХ
И ОСВОЕНИИ СКВАЖИН
§ 1.	Основные схемы подъемника и его специализация
Подъемники, применяющиеся при текущем ремонте скважин,
выполняют подъем и спуск насосно-компрессорных труб, на-
сосных штанг и токонесущего кабеля для ЭЦН. В отдельных
случаях с их помощью спускают и поднимают канаты в ствол
345

Скважины. Подъемники, применяемые при капитальном ре-
монте и освоении скважин, выполняют подъем и спуск насос-
но-компрессорных, бурильных, а иногда и обсадных труб. При
обоих процессах часто возникает необходимость в тартальных
работах, свабировании и других операциях, осуществляемых
с помощью каната.
Подъемники для всех этих процессов функционально пред-
ставляют собой систему из одного или нескольких приводных
двигателей (обычно ДВС) и трансмиссии — преобразователя,
передающего и трансформирующего энергию вращения вала
двигателя в энергию поступательно перемещающегося крюка.
Трансмиссия состоит из сочетания муфт, валов, цепных пере-
дач, лебедки и полиспаста, соединенного с крюком. Полиспаст
с крюком и блоками, обычно называемые талевой системой,
размещается на вышке.
Такая схема подъемника, построенная на механических
трансмиссиях, в настоящее время наиболее распространена.
Для улучшения характеристики и повышения оперативности
управления подъемником, а также для более эффективного
спаривания приводных двигателей в подъемниках используются
устанавливаемые между двигателем и трансмиссией гидро-
муфты, а иногда и гидротрансформаторы. В этом случае транс-
миссия называется гидромеханической.
В зависимости от операций, выполняемых подъемником, со-
четание перечисленных узлов может меняться. Так, только
для подъема и спуска труб и штанг подъемник компонуется из
минимального числа узлов; для работы с тартальным канатом
без замены им талевого каната на лебедке необходимо допол-
нить подъемник вторым барабаном, превращая таким образом
лебедку в двухбарабанную. Для использования подъемника при
бурении предусматривается отбор мощности на ротор, промы-
вочный насос и систему приготовления промывочной жидкости,
что позволяет использовать подъемник для капитального ре-
монта скважин.
Для спуска — подъема ЦЭН подъемник доукомплектовыва-
ется барабаном для наматывания кабеля, а для подвески штанг
вышка оснащается специальной «люстрой». В зависимости от
длины свеч, для работы с которыми предназначен подъемник,
его вышка выполняется соответствующей высоты с палатями
для «верхового» рабочего или со стеллажами для укладки труб
и штанг в наклонное положение.
Таким образом, на базе небольшого числа унифицирован-
ных узлов возможно строить конструкцию подъемников трех
назначений и разных параметров.
Подъемники этого типа используются в сочетании с выш-
ками, тип, размеры, грузоподъемность которых зависят от их
назначения. Вышки могут быть отдельно стоящими, отдельно
транспортируемыми или агрегатированными в один транспорт- -
ный блок с подъемником. Последние в составе агрегатов для
346

текущего, капитального ремонтов или освоения скважин при-
меняются чаще.
Когда вышка для подземного ремонта сооружается стацио-
нарно у скважины на весь ее срок эксплуатации, ее принято
называть, в отличие от буровой вышки, эксплуатационной. Од-
нако редкое использование таких стационарных вышек приво-
дит к большому нерациональному расходу металла, поскольку
межремонтный период работы скважины составляет 200—
300 сут, а продолжительность подземного ремонта обычно около
суток. Поэтому в отдельных случаях вместо стационарных по-
лучили применение передвижные вышки, транспортируемые от-
дельно от подъемников к ремонтируемой скважине и устанав-
ливаемые на ней только на время ремонта. В результате коэф-
фициент использования такой вышки увеличивается во много
раз.
Для текущих ремонтов кустовых скважин, на которых до-
ставка оборудования и его монтаж обычно весьма сложны, экс-
плуатационные вышки устанавливаются в виде ограниченно
перемещающегося в пределах куста блока вместе с подъем-
ником.
Для выполнения сложных работ по капитальному ремонту
глубоких скважин становятся необходимы подъемник большой
мощности и вышка, позволяющая выполнять спуско-подъемные
операции с бурильными и обсадными трубами. Поэтому комп-
лекс такого оборудования превращается по существу в буро-
вую установку. Число узлов для подземного ремонта, т. е. уни-
фицированных с подъемниками и вышками для подземного ре-
монта, при этом резко сокращается.
Особый вид имеют подъемники для подъема и спуска нама-
тываемых труб и штанг, поскольку технология их подъема
и спуска иная, чем обычных, а поэтому и схема подъемника и
назначение его узлов иные.
В таких подъемниках с преобразователями на базе гидро-
статического привода все механические преобразователи, транс-
миссия, лебедка и талевая система заменены сочетанием сило-
вого насоса, системой управления, гидравлическими коммуни-
кациями и силовым цилиндром с подъемным крюком. Однако
подобные подъемники пока имеются лишь в опытных образцах.
§ 2.	Условия эксплуатации и главные требования,
предъявляемые к подъемникам
Условия эксплуатации подъемников определяются глубиной
скважины, содержанием операций, окружающей средой, до-
рожно-климатическими условиями.
В связи с перемещением основных районов по добыче нефти
и газа на Север и в Западную Сибирь условия эксплуатации
оборудования для текущего и капитального ремонтов скважин
и для их освоения значительно усложняются: преобладание
низких температур окружающей среды, заболоченность терри-
347

тории и отсутствие достаточно плотной сети внутрипромысло-
вых дорог. Условия эксплуатации оборудования для ремонта
морских скважин отличаются особой сложностью применения
оборудования из-за чрезвычайно малых площадей для его раз-
мещения и ограниченной несущей способности оснований, на
которых оно размещается. Эти условия освоения и должны
быть положены в основу конструирования и изготовления обо-
рудования, причем особо жестки требования к конструкции обо-
рудования для наиболее мобильного процесса — текущего ре-
монта скважин.
Мобильность процесса текущего ремонта скважин и слож-
ные дорожно-климатические условия в основных районах до-
бычи нефти и газа в нашей стране, а также особые условия
выполнения ремонтов на морских скважинах позволяют счи-
тать, что главное требование к оборудованию для этого про-
цесса— его высокая транспортабельность.
Анализ показывает, что высокая проходимость и скорость
передвижения средств транспортировки оборудования для ре-
монта скважин могут быть обеспечены лишь при условии рез-
кого ограничения массы оборудования и, прежде всего, наи-
более тяжелой его части — подъемника. При этом масса обо-
рудования транспортируемого блока не должна превышать
4—5 т.
Транспортировка оборудования в пределах южных и юго-
западных районов нашей страны не представляет сложной проб-
лемы, так как может обеспечиваться обычными колесными
транспортными базами. Транспортировка оборудования в сред-
ней полосе в условиях снежных зон и весенней или осенней рас-
путицы может быть обеспечена транспортными базами на
гусеничном ходу высокой проходимости. Однако гусеничные
транспортеры разрушают дорожное покрытие, имеют невысокие
скорости передвижения. Поэтому оптимальной транспортной
базой для этих и аналогичных им промысловых районов явля-
ется стандартный автомобиль высокой проходимости, например
типа автомобиля «Урал», с тремя ведущими мостами, баллонами
переменного давления, малой массой, с большим просветом и
достаточно мощным двигателем. Автомобили этого класса
с грузоподъемностью 5—6 т имеют наилучшую проходимость и
достаточные скорости передвижения.
В районах с заболоченными территориями транспортировка
оборудования может осуществляться вертолетами или транс-
портерами на воздушной подушке. Однако транспортировка вер-
толетом экономически выгодной может быть при массе обору-
дования не более 4—5 т, а при использовании транспортеров
на воздушной подушке — при массе оборудования не более
4—6 т.
Таковы требования к весовым показателям оборудования
для текущего ремонта скважин, которые из-за специфики до-
рожно-климатических условий являются важнейшими. Весовые
348

требования совпадают и с требованиями, которые должны
предъявляться к современному оборудованию по ограничению
его металлоемкости.
Низкие температуры окружающей среды делают необходи-
мым приспосабливать подъемник к работе при таких темпера-
турах.
Наконец, важнейшим требованием к оборудованию является
обеспечение высокой производительности труда, т. е. в данном
случае высоких скоростей спуска и подъема.
Требования к оборудованию для текущего ремонта в целом
определяют и требования к его отдельным узлам. Соблюдение
перечисленных требований позволяет использовать подъемники
и для обслуживания морских скважин.
§ 3.	Основные узлы подъемников
В качестве двигателей в подъемниках для текущего, капиталь-
ного ремонтов и освоения скважин на суше используются
только поршневые ДВС, чаще всего дизели. Как правило, в ка-
честве двигателя или одного из двигателей привода подъемника
используется ходовой. Для привода подъемников больших гру-
зоподъемностей иногда используются дополнительные двига-
тели.
Требования, предъявляемые к ДВС подъемников для теку-
щего капитального ремонтов и освоения скважин, одинаковы:
экономичность в сочетании с трансмиссией, хорошая приеми-
стость, быстрый запуск, приспособленность к длительной ра-
боте на холостом ходу и к частым изменениям нагрузки в ши-
роких пределах, при большом ресурсе и межремонтном периоде
их работы.
Внешняя характеристика ДВС, как известно, определяется
изменением мощности, крутящего момента и удельного расхода
горючего в зависимости от частоты вращения вала двигателя.
Приемистость и приспособленность ДВС определяются кон-
струкцией шатунно-кривошипной группы и системой регулиро-
вания и подачи горючей смеси. От степени приспособляемости
двигателя зависит устойчивость его работы на переменных ре-
жимах, т. е. на тех режимах, которые являются типичными для
рассматриваемого подъемника.
Важнейшим параметром приводного двигателя является его
мощность. Для ДВС, как следует из его характеристики, опре-
деляются два значения мощности — максимальная и номиналь-
ная. Для обеспечения достаточного ресурса и экономичности
по топливу и смазкам при длительной работе ДВС рекоменду-
ется отбирать от него не более 60%, а при кратковременном
70—85 % номинальной мощности.
Паспортная номинальная мощность ДВС развивается но-
вым двигателем при нормальном атмосферном давлении, 75 %-
ной влажности и температуре воздуха 20 °C. При изношенном
двигателе, снижении атмосферного давления, изменении тем-
349

пературы воздуха мощность уменьшается. Изменение темпера-
туры воздуха на ±6 °C приводит к уменьшению мощности на
1 %, уменьшается также мощность с увеличением отметки ме-
ста работы ДВС над уровнем моря на каждые 100 м. При этом
удельный расход горючего, в нормальных условиях равный
240—360 г/кВт • ч, увеличивается.
Из внешней характеристики ДВС следует, что крутящий
момент меняется в очень небольшом интервале, что и делает
целесообразным оснащение ДВС гидротрансформатором для
улучшения показателя приспособляемости.
С точки зрения лучшей приспособляемости и уменьшения
массы, лучшими показателями обладают быстроходные двига-
тели, масса которых при одинаковых мощностях в 2—3 раза
меньше массы тихоходных.
Использование ходового двигателя транспортной базы в ка-
честве приводного позволяет резко упростить конструкцию
подъемника, намного уменьшить его массу и стоимость. Однако
при этом отбираемая мощность двигателя из-за длительной
 работы его в стационарном режиме, на который транспортные
двигатели не рассчитаны, не должна превышать 40—50 % но-
минальной. Ходовые двигатели не рассчитаны на большую ча-
стотность работы при излишних нагрузках на валу двигателя,
которые возникают при использовании его в качестве привод-
ного в подъемниках, особенно при текущем ремонте скважин.
Несмотря на это, во всех случаях, когда мощность ходового
двигателя достаточна для его использования в качестве при-
водного, указанные преимущества такой схемы подъемника де-
лают это целесообразным и оправданным.
Преобразователи мощности. Кратность регулиро-
вания частоты вращения (n2/«i) и моментов (M2/Mi) на валу
лебедки подъемников для выполнения ими спуско-подъемных и
технологических операций находится в пределах примерно 1 :4.
В связи с небольшими пределами изменения значений этого
показателя в ДВС возникает необходимость применения
в трансмиссии механических, гидродинамических или комбини-
рованных преобразователей.
В качестве механических преобразователей мощности при-
меняются коробки скоростей, в большинстве случаев шестерен-
ные, реже цепные со ступенчатым регулированием частоты вра-
щения. При автомобильной транспортной базе иногда целесо-
образно использовать в качестве преобразователя ходовую
коробку передач автомобиля. Расчет и конструирование коробок
передач подъемников выполняются обычными, принятыми в ма-
шиностроении методами. Число скоростей и их соотношение оп-
ределяются в зависимости от технологии спуско-подъемных опе-
раций.
Конечный эффект регулирования частоты вращения и мо-
мента характеризуется графиком совместной работы ДВС и
трехступенчатого преобразователя (рис. XV.1).
350

Рис. XV. 1. График совместной работы
ДВС с механической трансмиссией и
коробкой передач лебедки:
/, II, III — скорости
Рис. XV.2. Конструкция гидротранс-
форматора

Кривой ЛК = const соответствует идеальный режим транс-
формации, а заштрихованные площади Si, S2 и S3—-фактиче-
ским диапазонам изменения частот вращения и нагрузок ДВС
в зонах каждой из передач.
В качестве гидродинамических преобразователей использу-
ются гидротрансформаторы, часто называемые турботрансфор-
маторами. Гидротрансформатор позволяет бесступенчато изме-
нять частоту вращения при одновременном изменении момента.
С увеличением коэффициента трансформации к.п.д. этой гидро-
машины уменьшается и снижается вплоть до 0,6, что является
серьезным недостатком этого способа регулирования.
Рис. XV.3. Графики совместной работы ДВС — гидротрансформатор:
Мто и Мт” моменты ПР11 различных коэффициентах трансформации. AfT, Ntok- мощно-
сти при различных коэффициентах трансформации; ТТ, ТМ — зоны работы в режиме
соответственно гидротрансформатора н гидромуфты
Общий вид гидротрансформатора, применяемого в подъем-
никах типа, показан на рис. XV.2. Расчет его и конструирова-
ние выполняются методами, принятыми в гидромашиностроении.
Конечный результат регулирования определяется графиками
совместной работы двигателя подъемника с гидротрансформа-
тором (рис. XV.3). Первый график (рис. XV.3, а) соответствует
использованию простого гидротрансформатора. В этом случае
при вращении вала двигателя с постоянной максимальной ча-
стотой изменения мощности, к.п.д. и момента характеризуются
кривыми Nt, -q и Мт. При к.п.д. гидротрансформатора 0,7 и по-
стоянной частоте вращения вала двигателя мд йзлишние ча-
стоты вращения выходного вала и мощность, в зависимости от
момента сопротивления трансмиссии, будут характеризоваться
их изменением в пределах участка графика между точками а и
Ь. Диапазон регулирования в этой области может осуществ-
ляться с увеличением потерь в гидротрансформаторе и умень-
352

шении к.п.д. до 0,6—0,4, заштрихованная площадь характери-
зует зону использования трансформатора при к.п.д. = 0,7 и пе-
ременной частоте вращения вала двигателя.
Для улучшения показателей регулирования используются
комплексные гидротрансформаторы, сочетающие в себе гидро-
трансформатор и гидромуфту. Их использование расширяет
зону регулирования без уменьшения к.п.д. (рис. XV.3,б).
Для обеспечения еще большего диапазона регулирования
привод с гидротрансформатором может дополняться коробкой
передач, обычно двухступенчатой, т. е. простейшей.
Гидромуфты и гидротрансформаторы используются при спа-
ривании ДВС, при их работе на одну трансмиссию. В этом
случае суммарная мощность, передаваемая трансмиссии, уве-
личивается за счет саморегулирования каждого двигателя по
частоте вращения, что невозможно при их жестком механиче-
ском соединении.
К элементам трансмиссии относятся валы, редукторы, в том
числе угловые, шестеренные и цепные передачи, муфты, кар-
данные соединения, подшипниковые опоры, т. е. элементы пе-
редач, используемые в общем машиностроении, но конструк-
тивно компонуемые в систему, удовлетворяющую требованиям,
предъявляемым к подъемнику.
Лебедка подъемников для текущего или капитального
ремонтов и для освоения скважин предназначается для работы
совместно с полиспастной (талевой) системой, для наматыва-
ния или сматывания талевого каната. Лебедки рассчитаны на
использование тарзального каната при тартальных работах и
свабировании. Для большей оперативности и ускорения подго-
товительных работ лебедки иногда выполняют двухбарабан-
ными— с барабанами для талевого и для тартального канатов.
Конструктивно лебедки нефтепромысловых подъемников
имеют много общего с буровыми, но значительно отличаются
от используемых в грузоподъемных устройствах других назна-
чений.
Кинематические схемы одно- и двухбарабанных лебедок по-
казаны на рис. XV.4.
Основные узлы лебедки: главный и вспомогательный тор-
моза, цепные передачи, муфты, рама, кожух и наиболее слож-
ный из них—подъемный вал (рис. XV.5). На собственно вале
смонтированы барабан с тормозными шкивами, колеса цепной
передачи, шинно-пневматическая муфта и шкив фрикционной
муфты. Барабан, изготовленный из стальной обечайки, имеет
ручьи для укладки талевого каната и сварен с двумя сталь-
ными литыми ступицами. Тормозные шкивы соединяются с ба-
рабаном разъемным соединением для возможности замены из-
ношенных.
В качестве вспомогательного тормоза чаще используется
гидроматический соединенный муфтой с торцевой частью вала
лебедки. Реже применяются электрические.
12 Заказ № 416
353

Вал барабана лебедки лежит в двух опорах-подшипниках
качения, обычно самоустанавливающегося типа, зафиксирован-
ных в кронштейнах (станине) рамы. К этой же раме присое-
динены кронштейны крепления ленточно-колодочного тормоза
(рис. XV.6) и защитный кожух лебедки.
Рис. XV.4. Кинематические схемы лебедок:
а — двухбарабанная трехвальная; б — однобарабанная, одновальная; в — двухбарабан-
ная двухвальная; г — однобарабанная двухвальная;
/ — барабан для талевого каната; 2 —станина; 3, 9 — цепные передачи «тихой» и
«быстрой» скоростей; 4, 10 — катушки для работ по свинчиванию труб и для вспомо-
гательных работ; 5 — цепная трансмиссия; б'-*-коробка передач; 7 — муфта кулачковая;
8 — барабан для тартального каната
По схеме (см. рис. XV.4) лебедки могут выполняться в раз-
ных вариантах, выбор которых зависит от назначения и пара-
метров подъемника. С увеличением глубин обслуживаемых
скважин, а также для использования при капитальном ремонте
скважин конструкции лебедок, как по схемам, так и по их уз-
лам и деталям, приближаются к лебедкам, используемым в бу-
ровых установках. Лебедки для освоения или капитального ре-
354

/5 74 15 15 П 18	19	20 21
_ s
2 °-
а
•'S со
3 CD К
£ tA W
•&<a
>o
X e |
12*

Рис. XV.6. Конструкция ленточно-колодочиого тормоза лебедки:.
/ — лента тормозная; 2—рычаг тормоза; 3—болт регулировочный; 4 —рычаг защелки; 5—зубчатая защелка; 6, /2 — кронштейны; 7 —
кривошип; 8, 11 — опоры ленты; 9 — балансир; 10 — вал кривошипный; 13 — рама; 14 — цилиндр тормозной; 15 — колодка; 16 — оттяжка
ленты; /7 — пружина

монта скважин больших глубин часто полностью заимствованы
из буровых установок.
Как видно из приведенных в начале раздела графиков, на-
сыщенность цикла работ спуско-подъемными операциями наи-
более высокая при текущем ремонте. Поэтому увеличению ре-
сурса и повышению надежности подъемника для текущего
ремонта скважин, а особенно тормозной системе лебедки уделя-
ется серьезнейшее внимание, начиная с этапа ее конструиро-
вания. Главный тормоз должен обеспечивать надежное тормо-
жение при спуске колонны труб или колонны труб с кабелем
при спуске ЦЭН на величину одной трубы или свечи, при за-
данной средней продолжительности ее спуска, а также надеж-
ное удержание колонны в неподвижном состоянии при стати-
ческой нагрузке.
Напряженная работа тормозных систем подъемников обус-
ловлена весьма большими количествами энергии спускающейся
в скважину колонны труб, отдаваемой тормозной системе ле-
бедки и превращающейся в теплоту. Энергия эта доходит до
3—4 тыс. кВа.
Экспериментальные измерения температуры поверхностей
колодки и тормозных шкивов показали, что при интенсивном
торможении она доходит до 950—1050 °C, что приводит к сни-
жению коэффициента трения, т. е. к уменьшению эффективно-
сти торможения, к увеличению термических напряжений в ме-
талле шкивов, к образованию микротрещин, к ускорению изна-
шивания шкива, тормозных накладок или колодок.
Вспомогательные тормоза предназначены для уменьшения
количества энергии, воспринимаемой главным тормозом, путем
передачи части ее на элементы вспомогательного. Однако из-за
значительного усложнения лебедки при использовании вспомо-
гательных тормозов они в нефтепромысловых подъемниках при-
меняются редко, главным образом в подъемниках больших
мощностей.
Эффект торможения зависит от коэффициента трения между
колодкой и шкивом. Высокими фрикционными качествами об-
ладает материал ретинакс, особенность которого в сохранении
фрикционных свойств при высокой, до 700—800 °C, темпера-
туре. Однако эта особенность приводит к использованию тор-
мозной системы в чрезвычайно интенсивном режиме торможе-
ния, при котором быстро изнашивается шкив из-за их нагрева.
Поэтому в таких тормозных парах естественного теплоотвода
недостаточно.
В настоящее время применяются два способа охлаждения
тормозов: воздухом и жидкостью. Первый достигается обдувом
шкива и колодок, для чего им придается специальная форма.
При этом воздух подается компрессором. При охлаждении жид-
костью конструкция лебедки усложняется, жидкость насосом
через вертлюжок подается в канал внутри вала лебедки, а от
него в полость шкива и таким образом охлаждает его, после
357

чего возвращается в другой канал внутри вала, отводится от
него вторым вертлюжком и направляется для охлаждения.
Вращающий момент на подъемный вал лебедки обычно пе-
редается цепной передачей с помощью многорядных ролико-
втулочных цепей. Оперативное включение и отключение соот-
ветствующих передач осуществляется с помощью или шинно-
пневматических, или обычных фрикционных муфт.
Все детали и узлы лебедки современных подъемников кон-
струируются по апробированным и узаконенным действующим
Рис. XV.7. Расчетные схемы элементов лебедки:
а — подъемного (главного) вала; / — канат; 2— барабан; 3— вал; I— расчетная схема;
II— эпюра изгибающих моментов: III — эпюра крутящих моментов; б — график изме-
нения момента на барабане прн разгонах и торможении; моменты: Л4др — двигателя
при разгоне; Л/т—тормозной; ^Избр> ^нзбт—избыточные прн разгоне и торможении;
Мст р, ^ст т — статические при разгоне и торможении; время: —разгона талевой
системы; — разгона колонны труб; tlnt /дд—разгона, установившегося движе-
ния и торможения при подъеме; в — ленточно-колодочного тормоза; 1 — колодка; 2 —
шкив; 3 — лента; 4 —рычаг; / — длина рычага; а —угол охвата; г —радиус кривошипа;
у — угол поворота
358

стандартам. Относительно сложно работающими деталями ле-
бедки являются ее главный вал и барабан, а также ленточно-
колодочный тормоз в целом. Исходными для расчетов этих де-
«алей и устройств являются графики действующих сил
(рис. XV.7). Построение основных сил, действующих на детали,
п дополнение их остальными (для упрощения не показанных на
схеме) позволяет наглядно с достаточной полностью воспроиз-
вести и учесть все силы и законы их изменений, что необходимо
для расчета.
Полиспастную систему, используемую в нефтепро-
мысловых подъемниках, принято называть талевой системой.
Она состоит из каната, кронблока и талевого блока. В некото-
рых случаях в ней используются также оттяжные ролики и ус-
тройства для перепуска каната.
Талевая система применяется для преобразования враща-
тельного движения трансмиссии подъемника в поступательное
перемещение крюка подъемника и для увеличения усилия на
крюке по сравнению с усилием на ветви каната, наматывае-
мого на барабан лебедки.
Соотношение скоростей перемещения и усилий на канате со
стороны лебедки и на крюке зависит от кратности талевой
системы, определяемой числом роликов кронблока. Группу шки-
вов, объединенных в один подвижный, висящий на талевом ка-
нате под кронблоком, принято называть талевым блоком
(рис. XV.8). Он обычно шарнирно соединяется с талевым крю-
ком. Шкивы кронблока и талевого блока часто называются
роликами. Они посажены на оси на подшипниках качения. Кон-
структивно кронблоки выполняются одноосными, многоосными
с опорами качения в шкиве или на осях. Конструкция талевого
блока всегда одноосная с подшипниками в каждом шкиве.
Рама кронблока изготовляется сварной из проката, шкивы
в большинстве случаев стальные литые, валы из проката.
Важное значение для долговечности канатов имеют форма
профиля ручья шкива под канат, а также шероховатость и твер-
дость поверхности. Как правило, твердость составляет
RC 32—45, а шероховатость около 20—25 мкм. Для увеличения
долговечности каната иногда ручьи шкивов футеруются поли-
мерными материалами.
Талевые крюки (рис. XV.9) представляют собой соче-
тание собственно крюка, стволовая часть которого шарнирно
соединена с серьгой, часто называемой штропом, и имеет воз-
можность перемещения относительно ее по вертикали и вра-
щаться. Перемещение вверх осуществляется под действием пру-
жины, вниз — под действием веса труб или штанг.
Собственно талевый крюк изготовляется или из кованой или
литой стальной заготовки, серьга — из стальной поковки.
Талевые канаты нефтепромысловых подъемников ра-
ботают в сложных условиях. При наматывании или сматыва-
нии на барабан лебедки или шкива талевой системы они под-
359

Рис. XV.8. Эксплуатационный та-
левый блок:
1 — щека; 2 — защитный кожух; 3 —
Ось; 4 — подшипник; 5 — шкив; 6 —
серьга
Рис. XV.9. Эксплуатационные та-
левые крюки для текущего, капи-
тального ремонтов и освоения
скважин:
а — однорогий крюк; б — трехрогий
крюк; 1 — серьга; 2 — корпус; 3 — пру-
жина; 4 —ствол; 5 —рог крюка; 6 —
запор крюка; 7 — дополнительные
рога
вергаются циклическим нагрузкам, растягиваюшим их, изгиба-
ющим и скручивающим. Кроме того, канат при намотке сми-
нается, истирается, причем особо интенсивно на барабане
лебедки, в частности, из-за многослойной навивки. Незащищен-
ность талевой системы приводит к загрязнению каната, бара-
бана лебедки, блоков, попаданию на них абразива и коррозион-
ных сред. Поэтому канаты разрушаются как в результате
усталостных явлений, так и в результате истирания. Для со-
360

кращения расхода талевого каната в мощных подъемниках
применяются устройства для его перепуска.
Для талевых систем подъемников применяются стальные
канаты с сердечником (рис. XV.I0, а—г). Как правило, канаты
состоят из шести прядей двойной свивки. Каждая прядь со-
стоит из сердечника и нескольких концентрично намотанных на
пего слоев проволок. Для талевых канатов пряди изготовля-
ются намоткой проволок по трем схемам: в одностороннем на-
правлении с одинаковым углом свивки и линейным контактом
Рис. XV. 10. Конструкция талевых канатов
проволок (рис. XV.10, д'), с одинаковым шагом свивки всех
проволок (рис. XV.10, е) с разным направлением свивки слоев
и точечным контактом проволок (рис. XV.10, ж). Пряди изготов-
ляются с разным числом слоев проволоки одинакового или раз-
ного диаметров. Для увеличения износостойкости каната наруж-
ные слои прядей наматываются из проволоки большего диа-
метра.
В зависимости от направления свивки канаты бывают пра-
вой или левой, крестовой, или прямой свивки. Крестовые рас-
кручиваются в меньшей степени, чем канаты прямой свивки.
При равных диаметрах канаты с металлическим сердечником
имеют большую прочность.
Талевые канаты изготовляются в строгом соответствии
с действующими стандартами. Стандартами регламентируются:
диаметр каната, площадь сечения, разрывное усилие каната
в целом, толщина проволок во внешнем слое.
3?1

Рис. XV.11. Зависимость аР
от D„,!d для талевых канатов
Разрывное усилие каната в це-
лом всегда меньше разрывного уси-
лия, подсчитанного как Рп = Ов/7,
т. е. как сумма разрывных усилий
проволок R„, F — суммарная пло-
щадь всех проволок; <тв — времен-
ное сопротивление проволоки. Раз-
рывное усилие каната в целом оп-
ределяется по данным стандарта.
На долговечность каната вли-
яют циклические нагрузки рас-
тяжения, изгиба и кручения, при которых часть каната под-
вергается им в зонах блоков, часть — в зонах блоков и ле-
бедки, часть — только в зоне лебедки. На долговечность вли-
яет также термическая хрупкость проволоки, возникающая
в результате ее нагрева и быстрого охлаждения в процессе на-
матывания или сматывания, износ и уменьшение сечения про-
волоки из-за истирания как о шкивы блоков, так и от трения
каната о соседние витки и от взаимного трения проволок.
Канат считается непригодным для дальнейшей эксплуата-
ции в случаях, когда его состояние не удовлетворяет нормати-
вам Госгортехнадзора СССР. Эти нормативы относятся к ко-
личеству оборванных проволок на единице длины каната, раз-
меру сплющенности каната в какой-либо его зоне, степени
износа каната в результате истирания или коррозии.
Допустимое усилие для талевого каната определяется нор-
мами Госгортехнадзора как
где /?р— разрывное усилие каната в целом; sB— коэффициент,
зависящий от конструктивных параметров талевой системы,
sB = 2—5.
Особо важное значение для долговечности талевого каната
имеет минимальный радиус его изгиба при наматывании на
барабан лебедки и на ролики блоков. Экспериментально для
каната каждого диаметра определены минимально допустимые
значения этой величины как относительной, нормируемой для
каждого отношения,
\
DuJd,
где £>ш— диаметр шкива блока, d—-диаметр проволоки в на-
ружном слое пряди каната. Влияние диаметров шкивов блоков
весьма значительно (рис. XV.11).
Предварительное определение параметров каната делается
путем ориентировочного расчета его долговечности по выпол-
ненной работе.
362

Вышка подъемника служит для удержания, подъема
п спуска с помощью талевой системы колонн труб, штанг, ка-
беля, каната. В определенных случаях вышка служит и для
размещения в ней поднятых труб и штанг, при этом она осна-
щается рабочим местом (полати) для верхового рабочего.
Вышки выполняются по нескольким основным схемам в за-
висимости от их назначения; стационарные эксплуатационные
вышки для глубоких скважин — по башенной схеме, для не-
глубоких скважин — по мачтовой. Наиболее сложную конструк-
цию имеют вышки агрегатированные с подъемником на одной
транспортной базе. Такие вышки для уменьшения транспорт-
ных габаритов в большинстве случаев складываются, имеют
ферменную конструкцию с постоянно зафиксированными на
вышке элементами талевой системы — кронблоком, талевым
блоком с крюком, канатом, а также устройствами для механи-
зированного перевода вышки из транспортного положения в ра-
бочее и наоборот.
Глава XVI
АГРЕГАТЫ ДЛЯ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН
И ВНУТРИСКВАЖИННЫХ РАБОТ
Текущие ремонты скважин и внутрискважинные работы в на-
стоящее время выполняются с помощью специализированных
агрегатов.
Агрегаты для текущего ремонта скважин можно разбить
на две группы: агрегаты для ремонта при открытом устье сква-
жин, т. е. скважин, фонтанирование которых во время ремонта
невозможно из-за истощенности энергии пласта или из-за на-
личия клапанов-отсекателей, и агрегаты для ремонта скважин
под давлением, когда устье скважины герметизировано из-за
возможности фонтанирования.
Аналогично и агрегаты для внутрискважинных работ также
составляют две группы оборудования, к первой относятся рас-
считанные на обычные условия, а ко второй — для работ под
давлением.
Текущий ремонт скважин, связанный со сменой спущенного
в скважину оборудования, т. е. фонтанных и газлифтных подъ-
емников, насосов штанговых или бесштанговых, с работами по
удалению парафина состоит прежде всего из спуско-подъемных
операций. Именно этим объясняется то, что агрегаты для под-
земного ремонта скважин представляют собой по существу аг-
регаты для подъема и спуска колонн труб, штанг, токонесу-
щего кабеля. Именно эти агрегаты составляют основу парка
агрегатов для подземного ремонта.
Чистка пробок, депарафинизация, как правило, выполня-
ются другими специализированными агрегатами.
Самым массовым по частоте применения является спуско-
подъемный агрегат для работы с открытым устьем скважин.
363



Спуско-подъемные операции под давлением выполняются много
реже, поэтому и агрегатов такого назначения много меньше.
Однако это объясняется и тем, что из-за сложности выполне-
ния этих операций под давлением скважины глушатся и ремон-
тируются как обычные. При наличии же агрегатов, позволяю-
щих выполнять спуско-подъемные операции под давлением,
сложного и с нежелательными последствиями процесса глуше-
ния можно избежать. Этим и объясняются необходимость в вы-
полнении работ под давлением и потребность в соответствую-
щих спуско-подъемных агрегатах.
§ 1. Спуско-подъемные агрегаты для текущего ремонта
скважин при открытом, устье
Этот вид оборудования представляет собой комплекс из агре-
гатированных на транспортной базе подъемника, вышки, ус-
тройств для аккумулирования труб, штанг, кабеля, средств
механизации спуско-подъемных операций и инструмента. Такой
комплекс, как правило, самоходный, в отечественной промыш-
ленности получил название «агрегат для текущего ремонта
скважин».
Спуско-подъемные агрегаты отличаются друг от друга в за-
висимости от типа труб и штанг, для подъема и спуска которых
они предназначены. Агрегаты для спуска и подъема колонны
сплошных труб и штанг принципиально отличаются от обыч-
ных.
Для спуска-подъема обычных труб и штанг используются
агрегаты с подъемниками двух типов: лебедочные и безлебе-
дочные. Последние вместо лебедки имеют подъемный цилиндр,
соединенный с подъемным крюком.
Производительность труда бригад, выполняющих подземный
ремонт скважин, коэффициент использования агрегатов, про-
стои скважин в ожидании ремонта, как уже указывалось, нахо-
дятся в прямой зависимости от соответствия степени транспор-
табельности агрегатов дорожно-климатическим условиям рай-
она их эксплуатации.
На рис. XVI. 1, а показан агрегат для подземного ремонта
глубоких скважин, по конструкции и транспортной базе типич-
ный для США. Даже беглого ознакомления с его транспортной
базой, прежде всего по диаметру колес, базой и просветом до-
статочно, чтобы оценить его транспортабельность в условиях
бездорожья как совершенно неудовлетворительную.
На рис. XVI.1, б показан агрегат советской конструкции,
транспортабельность которого значительно выше, что объясни-
Рис. XV 1.1. Общие виды агрегатов для текущего ремонта скважин:
а — на колесной нестандартной транспортной базе (США); б—на базе стандартного
автомобиля; в — на базе стандартного гусеничного трактора общего назначения
365

ется много меньшей массой агрегатированного оборудования и
размещением его на транспортной базе более высокой проходи-
мости. Но и в этом случае масса агрегатированного оборудова-
ния слишком велика для того, чтобы ее можно было размес-
тить на транспортерах особо высокой проходимости для пере-
броски агрегата в более тяжелых условиях, в частности при
отсутствии дорог, например вертолетом или машинами на воз-
душной подушке. Несмотря на это агрегаты такого типа и ве-
совых характеристик наиболее часто применяют на отечествен-
ных промыслах.
Для обеспечения большей транспортной маневренности и
улучшения транспортабельности агрегаты иногда монтируются
на гусеничных тракторах общего назначения (рис. XVI.1, в).
Однако проходимость таких агрегатов, несмотря на гусеничную
базу, мало чем отличается от проходимости агрегатов на ко-
лесном ходу, а иногда и хуже их, так как гусеничный трактор
используемого типа сохраняет хорошую проходимость, лишь
когда несет на себе небольшую нагрузку, значительно меньшую
массы агрегатированного в данном случае на нем оборудова-
ния.
Масса же оборудования для текущего ремонта скважин
в агрегатах средних грузоподъемностей составляет от 10 до
15 т, что исключает их высокую транспортабельность в усло-
виях бездорожья даже в средней полосе нашей страны, осо-
бенно в периоды осенней и весенней распутицы или при глубине
снежного покрова более 500—600 мм.
Колесные стандартные автомобили грузоподъемностью бо-
лее 7 т также не обладают достаточной для подобных условий
проходимостью.
Для транспортирования агрегатов подземного ремонта при
отсутствии глубокого снега, распутиц, при наличии плотной
сети промышленных дорог применяются или стандартные авто-
мобили больших грузоподъемностей, или колесные транспорт-
ные базы также большой грузоподъемности, собранные из стан-
дартных узлов — мостов, баллонов, трансмиссий, коробок пере-
дач, двигателей, объединенных специальной несущей рамой.
Такие колесные базы в зависимости от необходимой грузоподъ-
емности имеют по три, четыре, шесть мостов, из которых два
(три) — ведущие.
В таких условиях, характерных обычно для районов с от-
носительно теплым климатом, целесообразно выполнять спуско-
подъемные операции труб и штанг не однотрубками, а све-
чами, состоящими из двух труб, или штангами. Такая техноло-
гия спуско-подъемных операций выполняется с установкой
труб в вертикальное положение и подвешиванием штанг
в верхней части вышки в специальные аккумулирующие уст-
ройства, часто называемые люстрами. В этом случае агрегат
компонуется (рис. XVI.2) вышкой большой высоты (27—30 м),
ферменной, выдвижной конструкции, поднимаемой и укла-
366

дываемой обычно гидроподъемниками. Для работы верхового
рабочего вышка оборудована полатями—его рабочим местом,
связанным с устройствами, фиксирующими положение поднятых
труб.
К преимуществам агрегатов этого типа относится сущест-
венное сокращение трудоемкости операций, значительное уско-
рение спуска — подъема, облегчение операций по размещению
Рис. XVI.2. Схемы ком-
поновки агрегатов для
текущего ремонта сква-
жин:
а — с размещением труб и
штанг в горизонтальном по-
ложении; б — с размеще-
нием труб и штанг в вер-
тикальном положении
труб и штанг, увеличение ресурса труб и штанг. Недостатки —
резкое увеличение массы агрегатируемого оборудования. В ус-
ловиях севера и вообще при низких температурах условия ра-
боты верхового рабочего резко ухудшаются. Усложняются
также работы по депарафинизации труб, штанг. Работа верхо-
вого делает необходимым использование не только штанг, но
и труб примерно равных длин.
Поэтому на промыслах Советского Союза для подземного
ремонта скважин применяются в основном агрегаты, имеющие
вышку, высота которой рассчитана на подъем одной трубы и
штанги, которые укладываются на специальные стеллажи, в по-
367

Рис. XVI.3. Агрегат АКМ-28
ложение близкое к горизонтальному (рис. XVI.2, а). Агрегаты
с вышками, выполненными не из фермы, а из трубы, как пра-
вило, имеют небольшую грузоподъемность. Кинематическая
схема агрегата подземного ремонта, характерная для этого
вида оборудования, сравнительно насыщена машинами и ме-
ханизмами. Управление агрегатами и привод ряда их узлов
обычно гидрофицированы.
368

Агрегаты для подзем-
ного ремонта скважин про-
ектируются в основном ин-
ститутом Азинмаш, создав-
шим целый ряд агрегатов.
Конструкция агрегатов на
колесном и гусеничном
ходу регламентируется
стандартами, главным из
параметров которых явля-
ется грузоподъемность. По
стандартам грузоподъемно-
сти определяются парамет-
рическим рядом. Освоено
производство ряда агрега-
тов для подземного ре-
монта скважин, грузоподъ-
емностью от 16 до 50 т на
колесном и гусеничном
ходу. Наиболее распро-
странен агрегат Азин-
маш-37, характеристика ко-
торого следующая: грузо-
подъемность 32 т, высота
вышки 18 м, скорости
подъема крюка: первая —
0,34, вторая — 0,72, тре-
тья— 1,45 м/с, оснастка —
четыре струны, привод
подъемника — дизель ходо-
вой, транспортная база
КрАЗ-255Б. Агрегат осна-
щен автоматом для труб,
механическим штанговым
ключом, комплектом ин-
струмента. Масса агрегата
около 20 т.
В Советском Союзе ве-
дутся работы по созданию
агрегатов резко уменьшен-
ных масс с целью обеспе-
чения возможности ис-
пользования в качестве
транспортных баз автомо-
билей, обладающих луч-
шей проходимостью, верто-
летов, транспортеров на
воздушной подушке. В ре-
зультате исследователь^
369

ских и опытно-конструкторских работ создано два агрегата,
один — лебедочный АКМ.-28 и второй безлебедочный, гидро-
приводной АРГ-28.
За счет принципиально новых решений кинематической
схемы и узлов масса АКМ-28 (рис. XVI.3) при равной грузо-
подъемности, большем уровне механизации и более высоком
темпе выполнения спуско-подъемных операций, чем у агрега-
тов обычного типа, составляет около 5 т, т. е. примерно втрое
меньше массы обычных агрегатов (без транспортной базы), что
позволило разместить его оборудование на автомобиле
«Урал-275» с особо высокой проходимостью. Таким образом
доказаны возможность резкого уменьшения массы агрегатиру-
емого оборудования и принципиальная возможность рентабель-
ного транспортирования вертолетами и машинами на воздуш-
ной подушке.
Появление гибких насосно-компрессорных труб и штанг,
рассчитанных на транспортировку, складирование, спуск и
подъем наматыванием их на барабаны, сделали необходимым
создание специального оборудования, в том числе спуско-подъ-
емных агрегатов для спуска — подъема таких штанг и труб
путем их намотки или сматывания.
Гибкая штанга или труба, намотанная на барабан, при
спуске сматывается с него и попадает в транспортер, подаю-
щий ее в выправленном состоянии в скважину. Поднимается
труба транспортером, выдающим ее вверх в направляющие,
обеспечивающие подачу ее на барабан. Транспортер приво-
дится в действие гидроприводом, обеспечивающим необходи-
мое тяговое усилие, соответствующее грузоподъемности агре-
гата.
Барабан вращается синхронно с транспортером, однако уси-
лие на валу барабана не передается участку трубы или штанги
в зоне транспортера.
Комплекс из наматываемых труб или штанг и спуско-подъ-
емного агрегата позволяет в несколько раз ускорить спуско-
подъемные операции и почти полностью ликвидировать ручной
труд. При этом подъем и спуск по существу полностью автома-
тизированы. Как видно, комплексная механизация и автомати-
зация спуска и подъема наматываемых труб и штанг намного
проще, чем обычных. Проще и дешевле и колонны труб и штанг
из наматываемых стержней, чем колонны, собираемые из труб
и штанг на резьбовых соединениях.
Однако большие габариты барабана, приводящие к ухудше-
нию транспортабельности агрегата, нерешенность вопросов сты-
ковки оборвавшихся труб и штанг с сохранением прочности
зоны стыка и ряд других также пока не решенных вопросов
сдерживают внедрение таких труб и штанг и спуско-подъемных
агрегатов для работы с ними.
370

§ 2. Спуско-подъемные агрегаты для текущего ремонта
и освоения скважин под давлением
Необходимость подземного ремонта и освоения скважины или
просто спуска в нее колонны труб, когда она способна фонта-
нировать, обусловило создание оборудования для спуска в сква-
жину или подъема из нее колонны труб, или для ее ремонта
под давлением.
Для осуществления такого процесса возникла необходи-
мость в создании, во-первых, устройств для герметизации
устья, способных при этом пропускать без утечек газа или жид-
кости спускаемые или поднимаемые трубы, и, во-вторых, уст-
ройства для спуска и для подъема колонн труб.
Попытки создания подобного оборудования начались еще
в двадцатых годах, однако многие годы они заканчивались не-
удачно, и лишь в последние 15-ь20 лет такое оборудование было
в достаточной степени конструктивно отработано для широкого
использования. Столь длительный процесс отработки и совер-
шенствования этого оборудования объясняется его сложностью.
Ускорению его отработки и выпуска способствовала начав-
шаяся разработка нефтегазовых месторождений на морском и
океанском шельфе, где выполнение целого ряда внутрисква-
жинных операций осуществимо только под давлением при на-
дежно герметизированном устье скважины.
Главными требованиями к оборудованию для ремонта сква-
жин под давлением, кроме обеспечения спуска или подъема
колонн труб, являются обеспечение его высокой надежности и
полное исключение утечек нефти или жидкости.
Комплексы спуско-подъемного оборудования для ремонта
скважин под давлением представляют собой обычно группу аг-
регатов, самоходных или буксируемых на прицепе, монтируе-
мых или связываемых в единую систему в зоне скважины на
время выполнения на ней работ.
Оборудование это полностью гидрофицировано на основе
гидростатического привода. Именно гидрофикация этого вида
техники позволила после многих лет работ создать высокона-
дежные агрегаты для работы под давлением и выполнять под
давлением практически все необходимые операции без глуше-
ния фонтанирующей скважины, что способствует увеличению
ее продуктивности.
. Общий вид расположения основного оборудования, разме-
щенного в зоне обслуживаемой скважины, показан на
рис. XVI.4.
Как видно, в данном случае основная часть оборудования —
превенторы и подъемник — монтируются на устье скважины,
что обеспечивает соосность всей системы со стволом скважины.
Такой способ монтажа используется и на морских скважинах.
Транспортирование агрегатированного оборудования на суше
обычно выполняется с помощью специальных транспортных
371

платформ — полуприцепов с крановым устройством для по-
грузки— разгрузки этого оборудования.
Известно несколько схем устройств для спуска — подъема
труб под давлением (рис. XVI.5). Общим для всех схем явля-
ется создание усилий, передаваемых колонне труб с помощью
клиньевых спайдерных устройств как вверх, так и вниз. В по-
Рис. XVI.4. Схема расположения оборудомния для ремонта скважины под
давлением:
1 — транспортная база; 2 — верхняя площадка; 3 — трубный ключ; 4 — подвеска труб-
ного ключа; 5 — цилиндровый подъемник; 6 — силовой агрегат; 7 — вышка; 8 — группа
превенторов; 9 — несущая система	х
следние годы подавляющая часть подъемников этого назначе-
ния выполняется с гидроприводом.
Типичным исполнением гидроприводного подъемника явля-
ется конструкция (рис. XVI.6), монтируемая на устье скважины.
Главные узлы такого подъемника — спайдеры, вращатель
(трубный ключ), подъемник, герметизаторы.
Работы в скважине под давлением выполняются как через
колонну насосно-компрессорных труб, так и с подъемом ее.
В первом случае конструкция устья скважины обычная, во
втором подвеска колонны НКТ в трубной головке должна быть
муфтовой с герметизацией затрубного пространства.
372

Подъемник в агрегате для ремонта скважин под давлением
конструктивно выполняется в зависимости от типа труб (нама-
тываемых или обычных). При работе с колонной из ненаматы-
ваемых труб их поднимают и спускают с перехватом колонны
клиньями подвижных и неподвижных спайдеров. Подъемник
приводится в действие гидроприводом, работающим обычно от
Рис. XVI.5. Принципиальные схемы подъемников для спуска труб под давле-
нием:
а — гидроприводный: 1, 2 — подвижный и неподвижный клиньевые захваты; 3 — под*
вижная траверса; 4—неподвижная траверса; 5—цилиндры; 6—штоки цилиндров; б —
гидроприводный с соосным расположением цилиндров: 1, 2 — подвижный и неподвиж-
ный клиньевые захваты; 5 — цилиндры; 7 — полый шток; 8 — основание; в — комбиниро-
ванный: / — захват труб; 2—стационарный захват; 3— подвижная траверса; 5 — кор-
пус цилиндра с осью; 6 — шток; 9 — приводный цилиндр; 10 — ось; 11, 12 — неподвиж-
ные шкивы; 13, 14 — ходовые концы канатов талевых систем; 15, 16 — «мертвые» концы
канатов; А — поршневая полость; Б — штоковая полость
ДВС. Подача очередных труб к подъемнику при спуске колонны
в скважину осуществляется с помощью агрегатированного
с ним крана с гидроприводной лебедкой, а их свинчивание —
развинчивание с помощью гидроприводного трубного ключа,
также агрегатированного с подъемником.
Силовой привод обычно устанавливается в стороне от подъ-
емника (см. рис. XVI.4).
Агрегаты для подземного ремонта скважин под давлением
выполняются таким образом, чтобы при укомплектовании их
на время ремонта соответствующим технологическим оборудо-
373


Рис. XVI.6. Конструктивная схема гидроподъемника:
1 — фланец устья скважины; 2 — колонна НКТ; 3 — катушка-переводник;
4—опорный фланец подъемника, 5 — уплотнение герметизатора; 6— цилиндр;
7 — нажимное кольцо неподвижного спайдера; <8 — клинья неподвижного
спайдера; 9 — цилиндры привода неподвижного спайдера; 10— траверса не-
подвижная; 11 — рабочая площадка; 12 — нажимное кольцо подвижного
спайдера; 13 — клинья подвижного спайдера; 14 — цилиндры привода под-
вижного спайдера; 15— траверса подвижная; 16— вращающийся корпус; П —
шестерня вращающихся клиньев: 13 — гидромотор; 19, 22 — распределители;
23 — насос; 24 — бак
ванием, например роторами, промывочными насосами, можно
было бы выполнять весь комплекс работ, необходимых для дан-
ной скважины.
Принципиальные схемы основных механизмов агрегата ана-
логичны ранее рассмотренным. Схемы и конструкция силовых
374

цилиндров подъемника, его узлов и деталей, т. е. собственно
цилиндров, штоков, поршней, штоковых уплотнений, аналогичны
деталям того же назначения, используемым, например в гидро-
приводных штанговых скважинных установках. Схемы и кон-
струкция элементов (неподвижных и подвижных) спайдеров:
корпусов, клиньев, сменных плашек, их гидроприводов — ана-
логичны спайдерам для подземного ремонта. Схемы и конст-
рукции трубных ключей аналогичны гидроприводным ключам
рассмотренных типов.
Конструкция герметизатора
(рис. XVL7) также аналогична
применяемым для различных це-
лей устьевым скважинным гер-
метизаторам.
Рис. XVI.7. Герметизатор:
1, 2, 3 — фиксатор; 4 — упорное кольцо;
5 — винт; 6 — втулка; 7, 8 — уплотнение;
9 — герметизатор; 10 — корпус
Рис. XVI.8. Схема компоновки обору-
дования для герметизации устья
Компоновка превенторов на устье скважины, позволяющая
выполнять спуско-подъемные операции (рис. XVI.8), осущест-
вляется следующим образом. На корпусе трубной головки мон-
тируется превентор 1 с глухими плашками, выше—аварийный
2 с трубными плашками, а над ним два превентора 3 и 6, сое-
диненные стояком 4 и управляемые гидроприводными кранами
5 и 9. Подъемник при наличии превенторов размещен над ними,
а в нижней части подъемника монтируется герметизатор 8 на
крестовине 7.
Принципиальная схема и конструкция превенторов анало-
гичны обычным, применяемым при бурении скважин.
Силовой привод агрегатов также типичен для гидрообору-
дования на основе объемного привода. Мощности привода агре-
гата составляют от 150 до 400 кВт, подача силовых насосов —
от 400 до 1500 л/мин. Агрегаты имеют различную грузоподъем-
ность— от 100 до 1700 кН.
375
мм*

6
Рис. XVI.9. Принципиальные схемы гидропривода агрегата для работ под дав-
лением:
а — схема управления четырьмя цилиндрами подъемника; б — схема управления одно-
цилиндровой установкой; 1— клапан запирающий; 2, 3 — клапаны сливные; 4— трехпо-
зиционный четырехходовой распределитель; 5 — регулятор слива; 6— двух позиционный
распределитель; 7, 8 — цилиндры; 5 — распределитель-разделитель; 10, 11 — цилиндры;
12, /3 — управляемые обратные клапаны; 14 — распределитель двухпозициоиный, двух-
ходовой; 15, 16 — распределитель двухпозициониый четырехходовой; 17, 18, 19 — конт-
рольные манометры; 20, 21 — перепускной клапан; в — схема управления спайдерами
и системой герметизации устья; 1, 2, 3 — спайдеры; 4, 5, 6 — двухпознциоииые распре-
делители; 7, 8— краны управления; 9 и /0 — распределители; И, 12, 13 — гидроци-
линдры; 14, 15, 16 — распределители; П — клапан редукционный; 18, 19 — манометры

При спуске или подъеме колонн труб необходима четкай
синхронизация взаимодействия собственно подъемника, спайде-
ров, превенторов, механического трубного ключа, вспомогатель-
ных подъемников, что достигается за счет гидропривода. Од-
нако схема их гидропривода становится при этом сравнительно
сложной (рис. XVI.9). Принципиальная схема силового привода
агрегата аналогична схемам приводов других назначений.
Элементы схем: вспомогательные маслонасосы, распредели-
тели, клапаны, регулирующие устройства, трубопроводы, филь-
тры, баки, КИП — используются от стандартизированного объ-
емного гидропривода.
Таким образом, по существу все основное оборудование, со-
ставляющее агрегаты для текущего ремонта скважин под дав-
лением с герметизированным устьем, построено на гидропри-
воде, машинах и механизмах, используемых в нефтегазопро-
мысловом и буровом оборудовании. Эта особенность
конструктивных его решений путем компоновки из апробиро-
ванных, широко применяемых, надежных элементов и предопре-
делила успех осуществления сложной и важной для отрасли
технологии ремонта скважин под давлением.
§ 3. Агрегаты и оборудование для внутрискважинных работ
с канатной техникой
В настоящее время эксплуатация скважин сопровождается пе-
риодическим выполнением большого числа различных работ
внутри скважины, внутри спущенного в нее оборудования. Ра-
боты эти, связанные с измерениями параметров пласта-сква-
жины, со сменой элементов подъемника, с подземным ремонтом
скважины, с монтажом или демонтажем клапанов-отсекателей
пласта, в прошлом выполнялись или с помощью спускаемых
или поднимаемых колонн НКТ, или делали необходимым
подъем колонн НКТ. Такие способы длительны, трудоемки,
а при их выполнении на фонтанирующих скважинах делают
необходимым их проведение или после глушения скважины, или
под давлением.
Подобные работы без подъема колонн НКТ в последние
годы все больше начали выполнять с помощью канатов, кабеля
или проволок, пропускаемых через устьевое оборудование
в скважины и оснащенных специальными устройствами — ин-
струментом, взаимодействующим с внутрискважинным обору-
дованием и позволяющим управлять им, захватывать его, из-
влекать из скважины или, наоборот, спускать в скважину, осу-
ществлять целый ряд работ внутри скважины, вплоть до ее
чистки, промывки, химической обработки без подъема труб и
без помощи колонн НКТ.
Для выполнения таких работ с помощью каната, кабеля или
проволоки в последнее время сформировалась по существу са-
мостоятельная группа канатного оборудования, с помощью
377

Рис. XVI.10. Соединительная головка:
а — для проволоки;
/ — корпус; 2—пружина; 3—седло; 4 — ролик;
5 — проволока; б — для каната; 1 корпус; 2—
втулка; 3— корпус зажимов; 4 — винты; 5 — пе-
реводник; 6 — канат
которого выполняются весьма боль-
шие, непрерывно увеличивающиеся
объемы внутрискважинных работ,
часто называемых канатными ра-
ботами.
Оборудование это состоит из
собственно каната, кабеля или про-
волоки большой длины, оснащен-
ной различными монтажными уст-
ройствами, воздействующими на
внутрискважинное оборудование, из
оборудования устья скважины для
пропускания каната в скважину и
из подъемного агрегата, спускаю-
щего в скважину канат и управля-
ющего им.
Канатные работы стали воз-
можными и эффективными благо-
даря тому, что конструктивное выполнение внутрискважинного
оборудования изменилось и стало оформляться в расчете на
его монтаж, демонтаж или управление с помощью канатной
техники. К настоящему времени это оборудование имеет боль-
шое число конструктивных вариантов в различных исполнениях
в зависимости от назначения и условия выполнения операций.
В большинстве случаев внутрискважинные работы выпол-
няются под давлением, что обусловливает необходимость гер-
метизации каната в зоне входа его в скважину и исключение
возможности утечки пластовой жидкости или газа.
Внутрискважинное оборудование, его назначение, монтаж и
демонтаж рассмотрены в гл. II. Рассмотрим спуско-подъемную
канатную технику.
В канатной технике используются высокопрочные канаты,
свитые из проволок, изготовленных из легированных, стойких
по отношению к коррозии сталей. Из аналогичных марок сталей
изготовляется и проволока для работ, связанных с измерени-
ями или исследованием скважин. Обязательным условием для
выполнения всех видов внутрискважинных работ является от-
сутствие повреждений и стыков на всей длине проволоки до
соединительной головки — приспособления, которым заканчива-
ется канат или проволока.
Соединительная головка (рис. XVI.10) служит промежуточ-
ным звеном между канатом и устройствами, подвешиваемыми
на нем для захвата внутрискважинного оборудования, которые
часто называются инструментом.
378

Рис. XV1.11. Инструмент для канатных работ со сква-
жинными аппаратами
Конструкция головки должна обеспечи-
вать надежное крепление в ней проволоки
или каната (рис. XVI.10, а). Проволочная
соединительная головка состоит из корпуса 1
с роликом 4, на который намотана прово-
лока. Для амортизации головка снабжена
пружиной 2 с седлом 3. Проволока, пропу-
щенная через церхнее отверстие корпуса го-
ловки и пружину с шайбой, наматывается на
ролик и на себя со строго определенным чис-
лом витков. В нижней части корпуса головки
имеется резьба для соединения с инструмен-
том. Такая конструкция содинительной го-
ловки обеспечивает равноп'рочность прово-
локи в зоне ее заделки с прямым участком.
Конструкция соединительной головки для
каната (рис. XVI. 10, б) отличается способом
заделки каната, отсутствием амортизатора и
наличием пробки-переводника. Как и прово-
лочная, канатная соединительная головка
соединяется с инструментом резьбой.
При работах канат или проволока могут
оборваться, причем чаще всего в зоне их за-
делки в головку. Для упрощения залавлива-
ния головки на корпусах головок сделаны
проточки.
В качестве инструмента используется
большое число устройств различного назна-
чения, которые можно разбить на три глав-
ные группы. К первой группе относится инст-
румент ударного действия — яссы, а также устройства для уп-
равления циркуляционными клапанами и разъединителями
колонн труб, ко второй — захватный — фиксирующий и на-
правляющий инструмент, к которому относятся захваты, лови-
тели, посадочные устройства, замки; к третьей группе — шаб-
лоны, печати, скребки, желонки.
Комплекс инструмента, наиболее часто применяемого при
канатных работах (рис. XVI.11, а, б), соединенный с проволоч-
ной головкой 1, состоит из грузовой штанги 2, шарнира 3, ги-
дравлического ясса 4, механического ясса 5, посадочного ин-
струмента 6, замка 7, переводника 8, уравнительного клапана
9. Позицией 10 обозначено внутрискважинное оборудование.
Этот инструмент рассчитан на выполнения большей части ка-
натных работ. При извлечении внутрискважинного оборудова-
ния в этой сборке посадочное устройство заменяется ловите-
лем.
379

Рис. XVI. 12. Механический ясс
В комплект инструмента входят устройства,
позволяющие открывать или закрывать циркуля-
ционные клапаны внутрискважинного оборудова-
ния и управлять разъединителем колонны.
Яссы предназначены для создания осевой удар-
ной нагрузки: механический — для удара, направ-
ленного вверх или вниз, а гидравлический — толь-
ко вверх. Механический ясс (рис. XVI. 12) состоит
из корпуса 1, внутри которого свободно переме-
щается шток 2. При падении штока создаётся
удар вниз, резким подъемом — удар вверх.
Гидравлический ясс конструктивно более сло-
жен и предназначен для создания удара большей
силы, чем может обеспечить механический ясс.
Гидравлический ясс—автоматическое устройство
одноразового действия. Ясс состоит из цилиндра,
являющегося его корпусом. В его нижней части
посажен плунжер с обратным клапаном. Полость
цилиндра над плунжером заполняется специальной
жидкостью. Нижняя часть ясса резьбой соединя-
ется со штоком механического ясса. Натяжение
каната (проволоки) до 3000 Н обеспечивает пере-
мещение плунжера и переток жидкости в под-
плунжерную полость с одновременным нарастанием скорости
движения штока, заканчивающимся ударом его по верхнему
упору. Удар через механический ясс передается внутрисква-
жинному оборудованию.
На рис. XVI. 13 показаны конструкции шлипсового замка
(рис. XVI.13, а), посадочного устройства (рис. XVI.13, б) и ло-
вителя (рис. XVI. 13, в).
Как указывалось, число инструмента для канатных работ
весьма значительное, а номенклатура его продолжает увеличи-
ваться. Здесь рассмотрены лишь основные виды его в наиболее
характерном для канатной техники исполнении.
Устьевая часть оборудования для пропуска в скважину уст-
ройств, подвешенных на проволоке или канате, монтируется на
время выполнения внутрискважинных работ на верхней части
фонтанной арматуры, в большинстве случаев на верхней — бу-
ферной задвижке елки.
На рис. XVI. 14 показано относительное расположение усть-
евого оборудования и устья скважины во время внутрисква-
жинных работ. Как видно, вертикальный габарит устьевого обо-
рудования вместе с фонтанной арматурой может быть весьма
большим, что усложняет обслуживание.
Устьевое оборудование для внутрискважинных работ дол-
жно обеспечивать, с одной стороны, герметизацию пропускае-
380

мого каната или проволоки, а с другой — позволять предвари-
тельно, до монтажа, размещать внутри него скважинные уст-
ройства, КИП и инструменты для внутрискважинных работ.
При этом надежность герметизаторов должна исключать веро-
Рис. XVI. 13. Шлипсовый
замок, посадочное уст-
ройство и ловитель
ятность их отказов в течение времени работы на данной сква-
жине.
Устьевая часть оборудования состоит из шкивов, герметиза-
тора, лубрикатора, состоящего из нескольких секций труб, ди-
аметр и длина которых должны соответствовать габариту спу-
скаемых в скважину устройств, а также при длительных рабо-
381

Рис. XVI. 14. Устьевое оборудование для
работ со скважинными клапанами:
/ — трехсекционный лубрикатор; 2 — уплотни-
тель проволоки; 3 — превентор; 4 — перевод-
ник; 5 — ролик направляющий; 6 — клапан
зарядный с манометром; 7 — мачта; 8 — та-
левая система; 9 — цепная стяжка
тах, связанных с возможностью
возникновения аварийных ситуа-
цпй, превентора. На нижней
части лубрикатора имеются ма-
нометр и разрядный вентиль для
снижения давления в полости
лубрикатора.
Простейшие по конструкции
лубрикаторы используются для
спуска в скважину приборов для
исследования скважины, лубри-
каторы более сложных конст-
рукций— для работы с внутри-
скважинным оборудованием.
Мачта служит для монтажа
и демонтажа оборудования на
устье.
Обеспечить герметизацию
устья при движущемся канате,
когда нефть и газ проникают че-
рез капиллярные каналы, обра-
зованные свивкой проволок и их
прядей, весьма сложно.
В устьевом оборудовании ис-
пользуются два принципа герме-
тизации каната и проволоки: уп-
лотнение гидродинамической
смазкой за счет перепада давле-
ния, возникающего в зазоре ме-
жду направляющей профилиру-
ющей втулкой и канатом, и уп-
лотнение гидростатической смаз-
кой, когда поверхности трения
разделяются нагнетаемой смаз-
кой в зазор между направляю-
щей втулкой и канатом. Первый
способ не обеспечивает полной
герметичности, так как осуществим только при наличии утечек
через уплотнитель, второй обеспечивает полную герметичность.
При использовании уплотнения с гидродинамической смаз-
кой к оборудованию добавляются обвязка лубрикатора дре-
382

Характеристика оборудования:
Условный проход, мм .  ........................ 80—100
Давление рабочее, МПа .............................. 35
Диаметр уплотняемой проволоки, мм.............. 1,8—2,5
Полезная высота лубрикатора, мм ............... 7000—9500
Масса, кг........................................... 500
важными трубками для сбора утечек. При гидростатической
смазке оборудование укомплектовывается насосной станцией
для подачи смазки.
Конструирование, изготовление и монтаж герметизаторов
(рис. XVI. 15), несмотря на их кажущуюся простоту, из-за слож-
ных условий работы, высоких давлений, агрессивности среды,
Рис. XV. 15.	Герметиза-
торы
а— с ручным управлением;
1 — уплотнитель; 2 — на-
жимная втулка; 3 — гайка;
4 — шкив; б — гидродина-
мический; / — лабиринтный
уплотнитель; 2 — корпус; 3,
9, 12 — канал; 4 — уплотни-
тель; 5 —муфта; б —на-
жимная втулка; 7 — пру-
жина; 8 — втулка; 10 — уп-
лотнение; 11 — пробка
383

Сложной поверхности уплотняемого каната, высоких скоростей
движения каната и в то же время требований надежности явля-
ются весьма сложными и ответственными процессами, которым
уделяется много внимания в практике создания нефтегазопро-
мыслового оборудования. Этим, в частности, объясняется боль-
шое число вариантов герметизаторов, получивших примене-
ние.
Относительно просты контактные герметизаторы с ручным
или гидравлическим управлением (рис. XVI.15, а), которые из-
готовляются для рабочего давления до 35 МПа с проходным
диаметром до 65 мм при ручном и до 150 мм — гидравлическом
управлении. Диаметр герметизируемых канатов или кабеля —
до 25,4 мм.
Конструкция гидродинамических герметизаторов (рис.
XVI. 15, б) более сложная. Принцип уплотнения в данном слу-
чае заключается в создании турбулентных завихрений в проточ-
ках нижней втулки уплотнения, обеспечивающих гидравличе-
ский затвор. Расположенное выше контактное уплотнение
воспринимает лишь небольшую долю перепада давления в гер-
метизаторе и имеет дистанционное гидравлическое управление.
Пластовая жидкость, затаскиваемая канатом или кабелем при
его подъеме, отводится из полости герметизатора, расположен-
ной под контактным уплотнением через дренажную систему.
В некоторых случаях, при больших буферных давлениях, в гер-
метизаторе устанавливается не один, а несколько патрубков
с кольцевыми проточками, а затаскиваемая жидкость отводится
в дренажные линии из каждого из них.
Герметизатор гидростатического типа представляет собой
систему из калиброванных по внутреннему каналу втулок, рас-
считанных на определенный размер проволоки или кабеля, стя-
нутых муфтами. Нижняя муфта одновременно служит для сое-
динения с лубрикатором. Через обратный клапан нагнетается
смазка, которая вместе с утечками пластовой жидкости слива-
ется через расположенный вверху регулирующий дроссель. Ги-
дроуправление герметизатором сосредоточено в его верхней
части. Уплотнительная смазка нагнетается специализированной
насосной станцией, состоящей из ДВС, компрессора, насосов,
емкостей, средств управления и контроля.
Насосные станции для нагнетания в герметизаторы уплот-
нительных смазок рассчитаны на разное сочетание давлений и
расхода смазки, которые в. свою очередь зависят от буферного
1 давления на скважине и диаметров канатов.
1 Плашечные превенторы также входят в состав
устьевого оборудования для канатных работ, имеют ручное или
гидравлическое дистанционное управление.
Особенностями этих превенторов по сравнению с применяе-
‘ мыми при бурении скважин являются весьма небольшие габа-
риты и надежная герметизация пропускных устройств малого
диаметра, в частности проволоки.
384

Комплект устьевого оборудования рассчитан на оперативное
выполнение его монтажа-демонтажа на устье скважины и тран-
спортировку или вместе с агрегатом-подъемником, или на спе-
циальных транспортных средствах.
Спуск, подъем, управление канатом, кабелем или проволо-
кой выполняются с помощью подъемных агрегатов для канат-
ных работ с лебедками, имеющими специальный привод. Ле-
бедки, привод, органы управления им, средства контроля и из-
мерений, а также регистрации агрегатируются на транспортных
базах. В качестве транспортных баз обычно используются ко-
лесные автомобили высокой или повышенной проходимости
(рис. XVI.16).
Рис. XVI. 16. Подъемный агрегат на автомобильной транспортной базе:
/ —автомобиль ЗИЛ-131; 2 — отсек оператора; 3 — пост управления; 4 — гидрооборудова-
ние установки; 5 — лебедки; 6 — кузов; 7 — мерительный механизм
Агрегаты имеют кузов, в котором созданы условия, необхо-
димые для нормальной работы агрегатированного оборудова-
ния и приборов.
Конструктивная схема лебедки и характеристика ее привода
для канатных работ, а также приборное оснащение подъемника
выполняются в соответствии со спецификой этих работ, что
обеспечивает:
спуск, подъем, установку инструмента на заданной глубине;
высокую динамику разгонной характеристики барабана ле-
бедки при работе с яссами;
плавное нарастание и стабилизацию натягивания проволоки
на малой скорости ее перемещения в пределах длины хода
гидравлического ясса;
постоянство натяжения проволоки для исключения ее запу-
тывания в результате изменения сопротивления движению ин-
струмента;
большой диапазон регулирования натяжения и скорости дви-
жения проволоки.
13 Заказ № 416
385

Рис. XVI.17. Принципиальная схема
гидропривода лебедки агрегата:
/— насос; 2 — гндромотор; 3 — распредели-
тель; 4 и 5 — дроссели; 6 — тормозной
обратный клапан; 7, 8 — предохранитель-
ные клапаны; 9 — предохранительный кла-
пан системы дистанционного управле-
ния; 10 и // — манометры; 12 — бак; 13 —
фильтр; 14 — обратный клапан
Такие сложные требования
в полной мере могут быть
удовлетворены только гидро-
статическим приводом. По-
пытки использования других
приводов (электрические на
основе машин постоянного
тока и механические путем ис-
пользования бесступенчатых
вариантов) показали преиму-
щество именно гидростатиче-
ского привода, который и по-
лучил повсеместное применение в лебедках для канатных работ.
Привод регулируется в основном дросселированием, а не ис-
пользованием регулируемых силовых насосов. Гидропривод
(рис. XVI.17) состоит из силового насоса 1, гидромотора 2, ме-
ханической трансмиссией связанного с барабаном лебедки, рас-
пределителя 3 для ее реверсирования, дросселей 4 и 5, тормоз-
ного 6 и предохранительного 7 клапанов, предохранительного
клапана 8, дистанционного управления 9, бака для рабочей
жидкости 12, фильтра 13 с предохранительным клапаном 14.
Гидропривод работает следующим образом. При нейтраль-
ном положении распределителя 3 рабочая жидкость от насоса
1 через распределитель и фильтр 13 сливается в бак 12.
Для подъема распределитель 3 переключается в крайнее ле-
вое положение, а дроссель 4 перекрывает переток рабочей жид-
кости в сливную линию. Рабочая жидкость направляется через
обратный клапан 6 в гидромотор 2 и от него через сливной ка-
нал распределителя 3 в бак. Динамические процессы разгона
барабана лебедки при этом зависят от характеристики дрос-
селя 4 и времени управления им.
Вращение барабана для спуска осуществляется тремя спо-
собами.
Первый способ применяется при большом весе спускаемого
в скважину оборудования или при опасности выброса его из
скважины. Распределитель 3 переключается в левое положение,
дроссель 5 закрывается, дроссель 4 открывается. Рабочая жид-
кость от насоса через обратный клапан 6 и дроссель 4 посту-
пает в сливную линию. Под действием веса оборудования ба-
рабан, а вместе с ним и гидромотор начинают вращаться на
спуск и гидромотор, работая как насос, также подает жидкость
386

через дроссель 4 на слив. Такое направление течения потока
рабочей жидкости создает повышенный перепад давления на
участке между дросселем 4, гидромотором 2 и обратным клапа-
ном 6. Если при спуске оборудования в скважину встречается
какое-либо препятствие, то проволока остается натянутой, по-
скольку гидромотор, лишенный нагрузки, перестает работать
как насос и может наматывать проволоку до тех пор, пока мо-
мент от ее натяжения на барабане не уравновесит приводной
момент на валу гидродвигателя, зависящий от степени открытия
дросселя 4. Подъем может происходить автоматически, если
инструмент начнет подниматься вверх под действием внутри-
скважинного давления.
Второй способ применяется при спуске инструмента и отсут-
ствии опасности выброса его из скважины. Распределитель 3
устанавливается в нейтральное положение, дроссель 4 открыт,
дроссель 5 закрыт. Гидромотор работает в насосном режиме
под действием момента сил, создаваемых внешней нагрузкой.
Торможение осуществляется постепенным закрытием дрос-
селя 4. Груз барабана удерживается давлением столба жид-
кости между гидромотором 2, дросселем 4 и обратным клапа-
ном 6. Предохранительный клапан 8, включенный в указанный
участок линии, предохраняет гидромотор от перегрузок пульси-
рующими пиковыми давлениями, возникающими при резком
закрытии дросселя.
Третий способ применяется при принудительном вращении
барабана на спуск. Такая необходимость возникает в началь-
ный момент спуска инструмента, когда вес его недостаточен
для преодоления сил трения уплотнителей, герметизирующих
скважину. Распределитель переключается в правое положение;
дроссель 4 открыт, степенью закрытия дросселя 5 регулируется
объем рабочей жидкости, направляемой от насоса 1 в гидромо-
тор 2, и соответственно регулируется скорость его вращения
на спуск.
Чтобы проволока при спуске не разматывалась, если инст-
румент встретит какое-либо препятствие в скважине, предохра-
нительный клапан 9 настраивается на минимальное давление
в системе, необходимое лишь для преодоления сил трения
в опорах барабана, передачах трансмиссии и т. п.
Наиболее сложны процессы управления лебедкой при рабо-
тах с гидравлическим и механическим яссами.
Работа с механическим яссом — «удар ввер х».
Трансмиссия привода барабана лебедки переключается на ма-
ксимальную скорость. Предохранительным клапаном дистанци-
онного управления 9 в гидросистеме устанавливается давление,
соответствующее усилию натяжения проволоки (2500—3500 Н).
Управляющие гидроприводом лебедки элементы настраи-
вают для выполнения принудительного спуска: распределитель
3 устанавливают в правое положение, дроссель 4 прямого хода
открыт, при постепенном закрытии дросселя 5 обратного хода
13*
387

плавно спускают инструмент и заряжают механический ясс.
После разгрузки проволоки (наблюдаемой по индикатору на-
тяжения) останавливают привод лебедки закрытием дросселя
4 и установкой распределителя 3 в нейтральном положении.
Резким включением распределителя в положение «подъем» ба-
рабан разгоняют для удара яссом вверх, наблюдая одновре-
менно по индикатору за натяжением проволоки. При натяже-
нии в 2500-4-3500 Н барабан останавливают переводом распре-
делителя 3 в положение «спуск» и открытием дросселя 5,
подготавливая одновременно систему управления для повторной
зарядки ясса.
Если при подъеме инструмента в процессе выполнения
удара вверх по индикатору наблюдается увеличение натяжения
проволоки, а затем резкое его снижение, то инструмент может
быть извлечен из скважины. Если падение натяжения не на-
блюдается, удар может быть повторен.
Работы с механическим яссом—«удар вниз».
Так же, как и в предыдущем случае, устанавливают давление
в гидросистеме, соответствующее моменту гидромотора, для эф-
фективного разгона барабана при пуске его для выполнения
операции «удар вниз» и переключают трансмиссию привода ба-
рабана на максимальную скорость.
Элементы, управляющие гидроприводом лебедки, подготав-
ливают для подъема: распределитель 3 устанавливают в левое
положение, дроссель 5 обратного хода закрыт. При постепен-
ном закрытии дросселя 4 прямого хода плавно поднимают пор-
шень ясса для его зарядки до создания натяжения проволоки
и остановки привода в результате перелива потока рабочей
жидкости через предохранительный клапан 7, настроенный на
давление, не превосходящее усилие допустимого натяжения
проволоки. Резким одновременным открытием дросселя 4 и пе-
реключением распределителя 3 в положение «Спуск» разгоняют
барабан для удара яссом вниз до полного падения натяжения
проволоки. Барабан останавливают переводом распределителя
3 в положение «Подъем», подготавливая одновременно систему
управления для повторной зарядки ясса. Эффективность
удара — срез штифтов и освобождение инструмента — контро-
лируется аналогично описанному для операции «удар вверх».
Отечественной промышленностью освоено производство
подъемных установок для скважинных работ, в которых весь
комплекс оборудования скомпонован в одном блоке.
Установка (см. рис. XVI.16), смонтированная на шасси
автомобиля ЗИЛ-131, состоит из узлов лебедки и ее гидропри-
вода, поста управления, содержащего, помимо управляющих
элементов, приборы контроля глубины спуска инструмента, на-
тяжения проволоки, давления гидросистемы. В кузове уста-
новки размещены также инструменты и необходимое скважин-
ное оборудование, оборудование герметизации устья (превен-
тор, лубрикатор) и средства монтажа его на скважине.
338

Рис. XV1.18. Кинематическая схема привода гидросистемы агрегата:
/ — двигатель; 2—коробка скоростей; 3 — раздаточная коробка; 4 — муфта; 5 —вал; 6 — иасос; 7 — гидромотор; 8 — ко-
робка скоростей; 9— цепная передача; 10 — цепная передача; // — барабан; 12—укладчик проволоки; /3 —винтовая передача
укладчика проволоки

Привод силового насоса гидросистемы осуществляется от
ходового двигателя автомобиля через раздаточную коробку и
коробку отбора мощности. Кинематическая схема привода ги-
дросистемы показана на рис. XVI. 18. Для привода лебедки ис-
пользуются два гидромотора, которые соединены с двух сторон
с ведущим валом трехскоростной коробки передач. Последняя
цепной передачей связана с барабаном лебедки. Барабан ле-
Рис. XVI. 19. Принципиальная схема гидропривода двухбарабанной лебедки:
1 — двигатель; 2 — насос; 3 — бак; 4 — распределитель; 5 — гидромотор; 6 — клапанная
коробка; 7, 8— клапан предохранительный с дистанционным управлением; 9— радиа-
тор; 10 — гидромотор; 11 — дроссель; 12 — распределитель; 13 — термопара; 14 — усили-
тельное устройство; 15 н 16 — проволочный и канатный барабаны; 17 — раздаточный
вал; 18 — коробка скоростей; 19 и 20 — цепные передачи; 21 — муфта сцепления
бедки снабжен ленточным тормозом с ручным управлением и
укладчиком проволоки винтового типа.
Широкий диапазон изменения скоростей спуска-подъема
обеспечивается как ступенчатым изменением передач механи-
ческой трансмиссии, так и дроссельным регулированием рас-
хода рабочей жидкости гидросистемы.
Техническая характеристика установки
Наибольшая глубина обслуживаемой скважины при про-
волоке 2,5 мм, м.................................. 4000
Наибольшее тяговое усилие на лебедке, кН ......... 11,2
390

Мощность привода лебедки, кВт .................... 29
Максимальное давление в гидросистеме, МПа......... 16
Максимальный расход рабочей жидкости, л/мин . . .	140
Наибольшая скорость подъема, м/с ................. 12,5
Масса, кг ........................................ 10 000
Подъемные агрегаты отличаются лебедками — проволоч-
ными, канатными, кабельными, числом барабанов лебедки, гру-
зоподъемностью. Агрегаты выпускаются в антикоррозионном
исполнении — для морских условий, для условий Севера
(—55 °C), для транспортировки на автомобилях, вертолетах,
баржах, на прицепах, с лебедками однобарабанными и двухба-
рабанными (рис. XVI. 19).
Особенностью рассмотренного оборудования и агрегатов для
канатных работ является широкое использование в них эле-
ментов оборудования общепромышленного назначения, прежде
всего элементов гидростатического привода, а также транспор-
тных баз, КИП, проволок, канатов. Поэтому конструирование и
расчет этих элементов оборудования для канатных работ здесь
не рассматриваются.
Расчет и конструирование лебедки и ее трансмиссии выпол-
няются обычными методами, принятыми для расчета и конст-
руирования лебедок и трансмиссии нефтепромыслового обору-
дования.
Глава XVII
АГРЕГАТЫ, УСТАНОВКИ И ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА, ОСВОЕНИЯ И ПРОМЫВКИ
СКВАЖИН
В промысловой практике к капитальному ремонту скважин ор-
ганизационно относятся не только процессы и операции собст-
венно капитального ремонта, но и целый ряд других процессов
и операций. В частности, сложные ловильные операции, разру-
шение и подъем на поверхность оборудования, находящегося
в скважине и не поддающегося извлечению обычными прие-
мами, разбуривание второго ствола, добуривание скважины
для перехода на эксплуатацию нижнего горизонта, изоляция
подошвенных вод и другие работы в призабойной зоне пласта,
часто промывка и освоение скважин.
Оборудование для капитального ремонта, освоения и про-
мывки скважин выполняется в большинстве случаев в агрега-
тированием исполнении на транспортных базах, обычно само-
ходных, на колесном, реже на гусеничном ходу. Агрегаты эти
в отечественной практике принято называть соответственно аг-
регатами для капитального ремонта, для освоения и для про-
мывки скважин.
Агрегаты комплектуются инструментом, номенклатура кото-
рого зависит от их назначения.
391

§ 1. Агрегаты для капитального ремонта
и освоения скважин
Агрегаты для капитального ремонта скважин представляют со-
бой подъемник, по схеме аналогичный подъемнику для теку-
щего ремонта, дополненный технологическим оборудованием
для бурения, т. е. ротором, вертлюгом, манифольдом, промы-
вочным насосом, системой приготовления и очистки бурового
раствора.
В большинстве случаев это оборудование агрегатировано на
колесной транспортной базе, реже, в зависимости от содержа-
ния операций капитального ремонта, используется группами от-
дельных узлов.
Агрегаты для освоения скважин представляют собой подъ-
емник, аналогичный подъемнику для капитального ремонта, до-
полненный технологическим оборудованием для освоения сква-
жин после бурения или ремонта. Поэтому схемы и конструкция
большей части узлов, машин, оборудования и механизмов, со-
ставляющих агрегаты для капитального ремонта и освоения
скважины, аналогичны.
Кинематические схемы силового привода и подъемника аг-
регатов для капремонта и освоения в агрегатах наиболее со-
вершенной конструкции унифицированы с агрегатами подзем-
ного ремонта. Эти схемы лишь дополнены передачами
мощности на ротор, промывочный насос, компрессорное обору-
дование и генератор, а в отдельных случаях и на специальное
оборудование.
В агрегатах больших грузоподъемностей (более 35—50 т)
привод подъемника осуществляется от дополнительной силовой
установки, состоящей из одного—двух двигателей, обычно спа-
ренных с ходовым двигателем транспортной базы.
Кинематическая схема агрегата, разработанного Азинма-
шем, для выполнения капитального ремонта скважин КОРО-80
показана на рис. XVII.1. Кинематическая схема агрегата
для освоения проще, однако при меньшей грузоподъемности
область специализации в пределах грузоподъемности у обоих
агрегатов одинаковая. Наличие же двухбарабанной лебедки
у второго делает его применение более эффективным при тар-
тальных работах или работах на тросе.
Агрегат КОРО-80 (рис. XVII.2) предназначен для спуско-
подъемных операций с бурильными и насосно-компрессорными
трубами, разбуривания цементных мостов и стаканов, фрезеро-
вания и райберования при ловильных работах, для самих ло-
вильных работ, для нагнетания в скважины жидкостей и раство-
ров, для исследования скважин в процессе их капитального ре-
монта. Агрегат может использоваться и для освоения и подзем-
ного ремонта глубоких скважин.
В качестве транспортной базы используется мощный четы-
рехосный тягач МАЗ-537 со всеми ведущими осями. Агрегат
392

/2 —катушка; 13 — барабан выдвижения вышки; 14 — насос; /5 — редуктор; 16 — раздаточная коробка транспортера- 17 — гидротрансформа-
тор; I, III, IV, VI, VIII—WMMimte валы; II, V, X —опоры; VII, VIII, /X — цепные передачи

У—*=>=—1------1
Рис. XVII.2. Агрегат КОРО-80:
/ — подъемник; 2 — вертлюг; 3 — ротор; 4 — стеллажи; 5 — насосный блок
имеет лебедку для глубинных исследований скважин, гидро-
раскрепитель труб, гидропривод для механических трубных клю-
чей и других средств механизации, оснащен электростанцией.
Агрегат комплектуется ротором, вертлюгом.
Промывочный насос с мерным баком и манифольдом смон-
тирован в отдельном транспортном блоке — прицепе, мощность
которому передается от агрегата карданным валом.
Агрегат рассчитан на выполнение спуско-подъемных опера-
ций с установкой труб в вертикальное положение.
Техническая характеристика
Грузоподъемность на крюке, т.......................... 80
Высота вышки, м ...................................... 28
Мощность привода, кВт ...............................440
Наибольшая подача промывочного насоса, м3/ч ..........60
Масса, ..............................................   54
394

Агрегат А-50 (рис. XVII.3) конструкции Гипронефтемаша
предназначен для спуско-подъемных операций с бурильными и
насосно-компрессорными трубами, для разбуривания цемент-
ных мостов и стаканов, фрезерования и райберования, для ло-
вильных работ, для нагнетания в скважины жидкостей, для
тартальных работ, свабирования и освоения скважин. Таким
образом, этот агрегат может использоваться и при капитальном
ремонте скважин и при их освоении.
Агрегат имеет двухбарабанную лебедку, компрессорную
установку, промывочный насос, смонтированный на отдельной
транспортной базе и соединенный с трансмиссией агрегата кар-
данным валом, а также ротор с гидравлическим приводом и
встроенным в него автоматическим спайдером и механическим
трубным ключом (см. гл. XIII).
Агрегат рассчитан на спуско-подъемные операции с уклад-
кой труб на мостки.
В качестве транспортной базы в агрегате использован стан-
дартный автомобиль КрАЗ-257 с тремя ведущими мостами.
Техническая характеристика
Грузоподъемность на	крюке, т........................... 50
Высота вышкн, м	................................... 22
Мощность привода,	кВт ............................... 155
Масса, т............................................... 30
395

Рис. XVIIА. Ротор:
1 — корпус; 2 — стол; 3, 9 — конические
шестерни; 4 — кожух; 5 — упорное кольцо;
6 — болт; 7 — вал; 8 — подшипник; 9 ~
шестерня
—
Рис. XVI 1.5. Вертлюг:
1 — серьга; 2 — патрубок; 3 — уплотнение;
4, 6 — поДшнпннкн; 5 — муфта; 7 — кор-
пус; 8 — уплотнение; 9 — ствол
Конструкции агрегатов
различных параметров и ха-
рактеристик разрабатываются
компоновкой узлов, состав-
ляющих агрегат, по рассмот-
ренным схемам или схемам,
несущественно отличаю-
щимся от рассмотренных.
Основные группы узлов и
узлы агрегатов: транспортная
база, подъемник (включая
привод, трансмиссию, ле-
бедку, талевую систему, выш-
ку), ротор, вертлюг, мани-
фольд, промывочный насос,
система приготовления и очи-
стки раствора. Все эти группы
узлов и узлы характерны для
буровых установок, предназначенных для проводки эксплуата-
ционных или разведочных скважин.
Транспортные базы агрегатов капитального ремонта и освое-
ния скважин должны иметь грузоподъемности, в несколько раз
превышающие грузоподъемность транспортеров агрегатов теку-
396

щсго ремонта скважин, так как последние имеют недостаточ-
ную проходимость в условиях заболоченных территорий и снеж-
ного покрова большой глубины. Поэтому требование высокой
।ранспортабельности может быть обеспечено путем блочного
исполнения, т. е. разбивкой агрегатов на несколько быстросбор-
п ых частей, масса каждой из которых не превышает грузоподъ-
емности имеющихся транспортеров высокой проходимости.
Подъемники для капитального ремонта и освоения скважин
применяемых в настоящее время типов выполняются по двум
главным схемам: по схеме для встраивания в самоходные аг-
Рис. XVII.6. Промывочный насос
регаты и по схеме, рассчитанной на использование в сочетании
с разными вышками, талевыми системами и другим оборудова-
нием. Подъемники последнего типа применяются на морских
промыслах, на кустах скважин в условиях Севера.
Подъемники, встраиваемые в самоходные агрегаты для ка-
питального ремонта и освоения скважин, по конструктивной
схеме аналогичны подъемникам для текущего ремонта и буро-
вых установок небольших грузоподъемностей, основные эле-
менты которых рассмотрены в гл. XIII.
Роторы, применяемые в агрегатах, по конструктивной схеме,
аналогичны роторам буровых установок, но отличаются мень-
шими размерами. Конструкция ротора, типичная для капре-
монта, показана на рис. XVII.4, конструкции вертлюга —на
рис. XVII.5, промывочного насоса1 — на рис. XVII.6.
1 Конструкции, описание, расчет и эксплуатация этого оборудования под-
робно изложены в курсах по буровому оборудованию.
397

5
Рис. XVII.8. Схема манифольда для
обратной промывки:
1 — скважниа; 2 — промывочные трубы;
3 — крестовина; 4 — герметизатор; 5 —
вертлюг; 6 — шланг; 7, 15 — обвязка; 8 —
манометр; 9, 10, 12 — задвнжкн; 11 — про-
мывочный агрегат; 13, 14 — емкости
Рис. XVI 1.7. Схема манифольда для промывки пробки «прямым» способом
с однорядным подъемником:
/ — вертлюг; 2—задвижка; 3— НКТ; 4— крестовина; 5 — скважина; 6—манометр; 7,
8, 10, 11, 13 — обвязка; 9— емкость; 12 — промывочный агрегат; 14 ►— шланг
§ 2. Агрегаты для промывки скважин
Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из
рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, при-
водит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц
песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки.
При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости
уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и
возникает необходимость удаления из скважины песчаных про-
бок, что осуществляется или оттартыванием пробки желонкой,
подвешиваемой на талевом канате, или промывкой. Промывка
значительно эффективней.
398

Промывка песчаных пробок выполняется с помощью про-
мывочного агрегата, нагнетающего в скважину жидкость, ко-
торая размывает пробки, выносит на поверхность песок до пол-
ной ликвидации пробки. В качестве промывочной жидкости ис-
пользуются вода, нефть, а иногда и глинистый, реже пенистые
растворы.
Рис. XVII.9. Предохранительный клапан системы Р. Е. Газарова:
/ — корпус; 2 — винт; 3 — седло; 4 — поршневой затвор; 5 — головка; 6 — стакан; 7 —
пружина; 8— винт регулировочный; 9, 16—тарелка; 10— скоба; 11 — рычаг- 12— упор;
13 — паз; 14— шток; 15 — проточка; 17 — набор плунжеров; 18 — камера; 19 — манжета
В качестве труб при промывке песчаных пробок применяют
НКТ. Промывка выполняется прямым, обратным и комбини-
рованным способами.
В зависимости от способа промывки собирается промывоч-
ный манифольд — обвязка устья скважины, колонны НКТ и
промывочного агрегата.
При прямой промывке (рис. XVII.7) промывочная жидкость
нагнетается насосом по манифольду через вертлюг и колонну
399

НКТ, а поднимается по затрубному пространству в приемный
чан. Ее используют при прочной плотной пробке.
При обратной промывке (рис. XVII.8) жидкость нагнета-
ется через манифольд в тройник с герметизатором, уплотняю-
щим НКТ, в затрубное пространство и, размывая пробку, под-
нимается по НКТ до тройника манифольда, а по нему к прием-
ной емкости.
Комбинированный способ применяется при возможности
фонтанирования.
Агрегаты для промывки песчаных пробок представляют со-
бой транспортную базу, в качестве которой используются ко-
лесные или гусеничные машины, на которой смонтирован про-
мывочный насос, емкость и средства контроля и управления
процессом промывки с предохранительными клапанами. Агре-
гаты несут на себе манифольд, необходимый для обвязки сква-
жины, насоса и емкостей во время промывки.
Промывочный насос агрегата приводится в действие от хо-
дового двигателя, через коробку отбора мощности и коробку
передач, позволяющую менять режим работы насоса.
Промывочные агрегаты используются не только для промы-
вки песчаных пробок, но и для ряда других нефтегазопромыс-
ловых процессов, в частности, для замены жидкости в сква-
жине при ее освоении после ремонта, для закачки в скважину
жидкости для ее глушения перед ремонтом, для закачки тепло-
носителя при депарафинизации скважины или выкидных линий.
Поэтому конструкция промывочных агрегатов заранее разраба-
тывается на выполнение и этих процессов.
Характеристика агрегата
Скорость	Подача, л/с	Давление, МПа
I	3,2	16,0
II	4,6	11,0
III	7,0	7,2
IV	10,0	4,3
Для безопасности работы при промывке пробок большое
значение имеет надежность работы предохранительных клапа-
нов. Проблема создания надежного клапана (рис. XVII.9)
была решена в Советском Союзе Р. Е. Газаровым.
§ 3. Инструмент для капитального ремонта
и освоения скважин
Для рассматриваемых процессов применяется несколько групп
инструментов:
спуско-подъемный, к которому относятся трубные элева-
торы, штропы, спайдеры, механические, машинные и ручные
ключи; эта группа инструмента рассмотрена выше;
буровой, к которому относятся буровые долота, бурильные
трубы, УБТ, ведущая труба; эта группа инструмента подробно
рассматривается в курсах бурового оборудования;
400

Рис. XVII.10. Фиксатор положения
муфтового соединения эксплуатацион-
ной колонны
Рис. XVII.11. Фрезеры для работы
в 146-мм эксплуатационной колонне:
а — для кольцевого офрезеровання непрн-
хвачениых верхних концов НКТ; б — для
сплошного фрезерования прихваченных
пакеров, муфт, хвостовиков
ловильный и фрезерный, используемый при капитальном ре-
монте скважин.
К последней группе инструмента относится большая группа
инструмента и приспособлений следующих назначений.
Фиксаторы (рис. XVII. 10) предназначены для определе-
ния зоны расположения муфтового соединения эксплуатацион-
ной колонны скважины и обеспечения заливки цементным ра-
створом стакана или моста на заданном расстоянии от муфто-
вого соединения.
Фиксатор состоит из центрирующей пружины 1, установоч-
ного винта 2, корпуса 3, консольной пружины 4, защелок 5,
поршня 6 и ловушки 7. Корпус изготовлен в виде ствола
401

с ребрами. Резьба в верхней части корпуса служит для присоеди-
нения заливочных труб к колонне. Узел центрирования включает
три центрирующие пружины, закрепленные в корпусе винтами
и накладкой. Узел фиксации состоит из трех защелок, подпру-
жиненных консольными пружинами и укрепленных в прорезях
корпуса пальцем и штифтом, а также поршня, закрепленного
в корпусе установочным винтом. Защелки могут поворачи-
ваться относительно осей на угол, при котором они могут на-
ходиться внутри паза корпуса или выдвигаться за пределы
паза и верхним концом упираться в торец верхней трубы муф-
тового соединения. Ловушка, соединяемая с нижним концом
корпуса на резьбе, представляет собой патрубок с дном и пред-
назначена для улавливания поршня и шарика от проскакива-
ния в скважину.
Местонахождение муфтовых соединений и фиксацию рас-
стояния между ними определяют сверху вниз заякориванием
фиксатора. Промывают скважины и заливают забой цементом
через фиксатор без подъема его на поверхность. После оконча-
ния заливки забоя излишек цемента вымывают, а затем фик-
сатор поднимают на поверхность вместе с заливочными тру-
бами.
Фиксатор освобождают от заякоривания путем среза осей
защелок под действием силы натяжения, создаваемой талевой
системой буровой.
Этот тип инструмента характерен для целой группы конт-
рольного и ориентирующего инструмента, широко применяе-
мого при работах, связанных с капитальным ремонтом сква-
жин.
Для разрушения не поддающихся извлечению из скважин
прихваченных или неприхваченных инструмента, труб, пакеров
применяются фрезеры (рис. XVII.11), спускаемые на буриль-
ных трубах, вращаемых ротором с одновременной подачей ра-
створа. Фрезеры обеспечивают «проходку» по металлу до 4—
5 м при режиме, соответствующем частоте вращения 60-ь
-т-80 мин-1, осевой нагрузке 30-ь40 кН и подаче промывочной
жидкости 10-ь 12 л/с. Иногда применяются «магнитные» фре-
зеры, которые позволяют после фрезерования извлечь с забоя
мелкие металлические предметы, обладающие ферромагнитным
свойством. Максимальная грузоподъемность их до 80 кг.
Для вскрытия «окон» в обсадной колонне с целью бурения
второго ствола применяются фрезеры-райберы, позволяющие
вскрыть «окно» в стволе скважины длиной 0,7 ч-0,9 м, последу-
ющее расфрезерование которого и калибровка позволяют соз-
дать шурф глубиной 2-ьЗ м, достаточный для ухода в сторону
и начала забуривания нового ствола.
Операции по фрезерованию находящихся в скважине изде-
лий или окна в обсадных колоннах длительны, требуют высо-
кого искусства выполнения, а на время их выполнения задал-
живается оборудование, каждый час работы которого стоит
402

весьма дорого. Поэтому к фрезерному инструменту предъявля-
ются требования высокой надежности и износостойкости для
того, чтобы операции фрезерования выполнялись в минималь-
ное время и с минимальным числом рейсов, необходимых для
смены изношенного инструмента.
В промысловой практике часты случаи обрывов насосных
штанг. Аварии этого вида обычно ликвидируются службой те-
кущего, а в некоторых случаях и капитального ремонта сква-
жин. Реже встречаются обрывы или полеты колонн НКТ.
Для залавливания и последующего подъема на поверхность
штанг, труб, а иногда и насосов служит группа инструментов,
называемых ловителями и труболовками (рис. XVII. 12).
Иногда применяются комбинированные (рис. XVII.12, а)
ловители, которыми можно извлекать как штанги, так и НКТ.
Ловитель захватывает трубу или штангу за наружную гладкую
часть.
Ловитель имеет цилиндрическую форму, на внутренней по-
верхности его в три яруса расположены плашки. При помощи
плашкодержателей плашки синхронно перемещаются по внут-
ренним наклонным поверхностям корпуса.
При спуске ловителя в скважину плашки находятся в край-
нем нижнем положении. Залавливаемая труба или штанга,
входя в корпус, развигает плашки в радиальном и осевом на-
правлениях и проходит в ловитель. При перемещении ловителя
вверх плашки, спускаясь вниз по наклонным поверхностям, об-
хватывают трубу за наружную поверхность.
Техническая характеристика
Диаметр, мм:
обсадной трубы, в которой производится ловля . . .	140
ловимых штанг.......................................... 12;	16; 19;
22 и 25
ловимых муфт штанг..................................... 26;	34; 38;
42; 46 и 55
ловимых насосно-компрессорных труб....................... 48	и 60
ловимых муфт насосно-компрессорных труб........... ВЗЗ; В48 и 48
Грузоподъемность, т ......................................... 30
Размеры: наружный диаметрX длина,	мм................... 112X1297
Масса, кг ................................................... 51
Для захвата и извлечения труб больших диаметров исполь-
зуются труболовки наружные (рис. XVII.12, б) или внутренние
(рис. XVII.12, в) в зависимости от захватываемой части трубы.
Труболовка, включающая в себя корпус и захватывающую
втулку с левой ловильной резьбой, сконструирована таким об-
разом, что исключается возможность отвинчивания ее выше
объекта аварийных работ при захвате и освобождении. Осво-
бождается труболовка при помощи вращающего момента
благодаря выполнению на корпусе и захватывающей втулке
правой спиральной конической поверхности.
После спуска до извлекаемой бурильной колонны трубо-
ловку продолжают медленно спускать, одновременно вращая
403


ее вправо, причем оси труболовки и колонны совмещаются при
помощи направляющей воронки. При движении труболовки
вниз захватывающая втулка вследствие трения о стенки трубы
поднимается по спиральной конической поверхности в крайнее
верхнее положение, надвигается на трубу и охватывает неде-
формированную часть трубы. При последующем подъеме тру-
боловки захватывающая втулка вследствие плотного контакта
Рис. XVII. 12. Ловители
а — комбинированный ловитель: / — верхний переводник; 2— пружина; 3 —верхний
плашкодержатель, 4, 7 — плашки; 5 — крышка; 6 — верхний корпус; 8 — средний плаш-
кодержатель; 9 — иижний плашкодержатель; 10 — нижний переводник; 11 — воронка;
б — труболовка наружная освобождающаяся: 1 — корпус; 2 — захватывающая втулка;
3 — кольцо с поводковым пальцем; 4 — переводник-удлинитель; 5 — фрезер; 6 — ман-
жетное уплотнение; 7 — уплотнительное кольцо; 8 — направляющая вороика; в — трубо-
ловка внутренняя освобождающаяся: 1 — направление; 2 — наконечник направляющий;
3 — уплотнение; 4 — втулка упорная; 5 — корпус; 6 — втулка разрезная; 7 — винт специ-
альный; 8 — втулка управляющая; 9 — удлинитель; 10 — переводник
404

со стенкой трубы под давлением сил трения заклинивается ме-
жду стенкой трубы и конической поверхностью корпуса.
Для освобождения труболовки от извлекаемых труб ее опу-
скают вниз, чтобы коническая поверхность корпуса вышла из
контакта с конической поверхностью захватывающей втулки.
Затем, вращая труболовку вправо, медленно поднимают ее.
При этом захватывающая втулка переводится в крайнее верх-
нее положение. Продолжая вращать и поднимать труболовку,
ее освобождают от извлекаемых труб свинчиванием при по-
мощи ловильной резьбы.
Такие труболовки рассчитаны на залавливание труб диамет-
ром до 147 мм в обсадных колоннах большого диаметра (до
215,9 мм) и имеют грузоподъемность до 250 тс.
Для ликвидации аварии внутреннюю (рис. XVII. 12) трубо-
ловку спускают в скважину на бурильных трубах. Извлекае-
мую трубу захватывают при медленном спуске инструмента
с одновременным поворотом его вправо. Направление накры-
вает трубу, и труболовка вводится внутрь. При этом разрез-
ная втулка входит в контакт со стенками трубы и за счет этого
вывинчивается по спиральной конической опорной поверхности
в верхнее положение. Аварийная труба захватывается натяже-
нием бурильной колонны без ее вращения. В момент захвата
корпус труболовки движется вверх, разрезная втулка под дей-
ствием сил трения заклинивает корпус труболовки в аварийной
трубе. После восстановления циркуляции промывочной жид-
кости колонна труб извлекается из скважины.
Если извлечь колонну описанным способом не удается, тру-
боловку отсоединяют от аварийной колонны и поднимают на по-
верхность.
Такие труболовки также рассчитаны на залавливание труб
больших диаметров и больших весов.
Как и к фрезерам, главным требованием к труболовкам яв-
ляется надежность захвата и удержания захваченной трубы
или штанги. Это требование выполняется за счет соответствую-
щей конструкции и, особенно, качества захватных органов, из-
готовляемых из термообрабатываемых легированных сталей.

Раздел IV
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ
ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗООТДАЧИ ПЛАСТА
Интенсивность притока пластовой жидкости в скважину обус-
ловливается прежде всего давлением в пласте, которое по мере
извлечения пластовой жидкости, газа падает. Следовательно,
для интенсификации притока жидкости и газа необходимо
обеспечивать сохранение пластового давления. Отсюда и воз-
никновение методов поддержания пластового давления, широко
применяющихся прежде всего в нефтегазодобывающей промыш-
ленности СССР. Метод поддержания пластового давления пу-
тем законтурного или внутриконтурного нагнетания воды в пласт
и базирующийся на нем метод комплексной разработки место-
рождений, впервые предложенный группой советских ученых во
главе с А. П. Крыловым, позволил интенсифицировать добычу
нефти и резко увеличить нефтеотдачу пластов.
Приток пластовой жидкости можно интенсифицировать,
а нефтеотдачу пласта увеличить соответствующими воздейст-
виями на пласт и пластовую жидкость с тем, чтобы, с одной
стороны, фильтрационная характеристика коллектора стала
лучше, а с другой —чтобы вязкость жидкости в пласте стала
меньше. Кроме того, для увеличения нефтеотдачи необходимо
снизить поверхностное натяжение пластовой жидкости в зоне
ее контакта с горной породой. Отсюда и возникновение методов
воздействия на пласт для увеличения его проницаемости: гид-
роразрыв, кислотная обработка, взрывы; методов снижения
вязкости пластовой жидкости; нагрев в пласте, ее поджог; ме-
тодов снижения ее поверхностного натяжения; обработка жид-
кости в пласте химическими реагентами.
Для осуществления этих методов воздействия на нефтега-
зовый пласт используется большое количество оборудования,
сооружений, машин, механизмов. Главные из этих видов сов-
ременной техники: оборудование для поддержания пластового
давления или для вытеснения пластовой жидкости нагнетанием
в пласт воды, иногда газа, оборудование для прогрева пласта
закачкой в него теплоносителей — воды, пара или для создания
фронта внутрипластового горения, оборудование для гидрораз-
рыва, для кислотной обработки пласта, для обработки закачи-
ваемой в пласт воды химреагентами.
Ниже рассматриваются эти виды оборудования.
406

Глава XVIII
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ НАГНЕТАНИЯ В ПЛАСТ ВОДЫ
И ГАЗА
Поддержание пластового давления обеспечивается закачкой
в пласт через систему нагнетательных скважин различных жид-
костей или газа. Для этого используется комплекс оборудова-
ния, состоящий из систем водозабора, водоподготовки и рас-
пределения насосных станций и коммуникаций.
Перечисленное оборудование должно обладать достаточно
гибкой характеристикой и параметрами, обеспечивающими за-
качку в пласт жидкости при изменяющихся во времени подачах
и давлениях, при перемещающемся в продуктивном пласте
фронте движения вытесняющей жидкости.
Для вытеснения нефти используются различные типы зака-
чиваемой жидкости, характеристики отдельных систем обус-
ловливаются большим количеством параметров, к которым от-
носятся прежде всего величины требуемых отборов нефти, ко-
эффициент извлечения ее из пласта, стоимость нефти и т. д.
§ 1. Сооружения и оборудование для водозабора
и подготовки воды
Для вытеснения нефти из пласта применяются жидкости двух
типов: не смешивающиеся и смешивающиеся с нефтью. К пер-
вым относится прежде всего вода, ко вторым — растворители.
Последние весьма дороги, и поэтому в подавляющем большин-
стве случаев в пласт закачивается вода, которая должна удов-
летворять следующим требованиям:
количество взвешенных частиц не должно превышать 5 мг/л,
хотя в отдельных случаях допускается увеличение их содержа-
ния до 25 мг/л;
содержание железа — не более 0,2 мг/л, нефти — не более
I мг/л;
вода не должна вызывать коррозии оборудования, она дол-
жна быть обескислорожена.
Морская вода может закачиваться в том случае, если пла-
стовая жидкость содержит щелочные и жесткие воды.
Помимо этого закачиваемая вода не должна содержать
сульфатвосстанавливающих бактерий, под действием которых
образуется сероводород.
При закачке жидкостей, не смешивающихся с нефтью, в нее
могут вводиться поверхностно-активные вещества, улучшающие
ее отмывающие способности. При этом коэффициент извлече-
ния нефти из пластов достигает 50—70 %. Более высокий коэф-
фициент извлечения (до 95—98 %) достигается при закачке
жидкостей-растворителей.
В качестве источников закачиваемой жидкости использу-
ются открытые (реки, озера, моря), подземные (артезианские,
407

подрусловые и пластовые) источники и сточные воды. Обычно
стараются использовать пресную воду из подрусел рек или ар-
тезианских скважин. В этих случаях состав воды не зависит от
времени года и режим работы очистных устройств остается по-
стоянным.
Количество воды, нагнетаемой в пласт, зависит от большого
числа факторов и ориентировочно составляет: при площадном
заводнении 8—10 м3/т добываемой нефти, при законтурном —
1—1,5 м3/т.
Конструкция сооружений для забора и подготовки воды
прежде всего обусловлена требованиями, предъявляемыми
к жидкости, закачиваемой в пласт.
В зависимости от качества водоподготовки на внутренней
поверхности трубопроводов высокого давления, труб в нагнета-
тельной скважине, наконец, в фильтровой зоне пласта и на са-
мом фильтре скважины со временем откладываются трудно
удаляемые соли. При недостаточно высоком качестве водопод-
готовки интенсивность солеотложения бывает весьма высокой,
что приводит к постепенному уменьшению фактической пло-
щади сечения канала трубопровода и к росту потерь напора
в трубопроводной системе куста, в прискважинной водопогло-
щающей части пласта.
В настоящее время на промыслах Советского Союза еже-
годно в пласт нагнетается около одного миллиарда кубометров
воды в год под давлением от 10 до 20 МПа, для чего использу-
ется большое число нагнетательных скважин, затрачивается
значительная энергия, а поэтому увеличение пропускной спо-
собности нагнетательных трубопроводов и скважин является
актуальной проблемой. Ее решение обусловлено, в частности,
качественной подготовкой воды.
Для подрусловых водозаборов в пойменной части реки
(рис. XVIII.1) бурят скважины глубиной 20—30 м и обсажи-
вают их трубами 1 диаметром 300 мм, в которые спускают во-
доподъемные трубы 2. Отбор жидкости из этих скважин может
обеспечиваться за счет сифона, если уровень жидкости в резер-
вуаре ниже, чем в реке, либо за счет разряжения в резервуаре,
создаваемого вакуум-компрессором 5. Так как вода прежде чем
попасть в систему фильтруется через песок, то в какой-либо
дополнительной очистке не нуждается, и насосами 6 подается
в емкость 8, откуда магистральный трубопровод подводит ее
к отдельным насосным станциям, от которых направляется
в скважины.
При использовании сточной воды, поступающей из скважин,
используются две системы ее очистки: открытая и закрытая.
В первом случае вода, отделенная от нефти (рис. XVIII.2), на-
правляется в отстойники, откуда сбрасывается в нефтеловушку
1, где от нее отделяются капли нефти диаметром свыше 80мкм.
Из нее отделившаяся нефть откачивается насосом 2, а вода по-
ступает в пруды-отстойники 3, где-содержащиеся в ней механи-
40?

Рис. XVI 11.1. Схема водозабо-
ров:
1 — обсадная колонна; 2 — подъ-
емная колонна; 3 — гравийный
фильтр; 4 — вакуум-котел; 5 — ва-
куум-компрессор; 6,	9—насосы;
7 — шахта; 8 — резервуар чистой
воды
Рис. XV111.2. Открытая схема установки очистки сточных вод:
1— нефтеловушка; 2—нефтяной насос; 3 — отстойник; 4 — насос; 5 — песчаные филь-
тры; 6 — отстойник для загрязненной воды; 7 — насос для проведения промывки фильт-
ров; 8 — емкость для чистой воды; 9 — насос для подачи воды на КНС
ческие частицы оседают на дно, а оставшаяся нефть всплывает
на поверхность. Далее насосом 4 вода направляется в попере-
менно работающие песчаные фильтры 5, где от нее отделяются
взвешенные частицы, и поступает в буферную емкость 6, откуда
насосом 7 (или же непосредственно из фильтров) направля-
ется на кустовую насосную станцию (КНС). Насосы КНС под
давлением порядка 14—20 МПа закачивают воду в пласт.
Для сооружения подобных систем подготовки воды необхо-
димы большая площадь, значительные капитальные затраты.
Пропускная способность системы не может быть увеличена
в процессе эксплуатации.
Сопоставляя показатели работы систем для закачки воды
в пласт, необходимо отметить, что наиболее рациональной яв-
ляются системы с использованием пластовой воды, которая по-
сле соответствующей обработки закачивается в пласт. Подоб-
ная система в целом, включая и пласт, представляет собой
замкнутый контур, вредное влияние которого на окружающую
природу минимально по сравнению с другими системами.
При подготовке воды в установках закрытого типа про-
цессы отделения воды от нефти идут под избыточным давле-
нием, легкие фракции и газ собираются и в дальнейшем ис-
пользуются.
409

§ 2. Оборудование для нагнетания в пласт воды
Очищенная и обработанная вода направляется из резервуаров
к насосным станциям — стационарным или блочным. Первые
представляют собой капитальное помещение, в котором распо-
лагаются насосы с приводными двигателями, аппаратура уп-
равления и контроля, электрическое оборудование и бытовые
помещения. Станции второго типа состоят из блоков, изготав-
ливаемых и комплектуемых всем необходимым на заводе. Раз-
меры блоков обеспечивают их транспортировку по железным
и автомобильным дорогам. Монтаж блочного оборудования
в 8—10 раз быстрее, чем сооружение капитальных станций.
Кустовые насосные станции К. соединены с питающим тру-
бопроводом 3 (рис. XVIII.3), который может быть кольцевым и
опоясывать месторождение или его часть или линейным. От
КНС жидкость под давлением направляется к нагнетатель-
ным скважинам /, причем по мере разработки добывающие
скважины 2 переводятся в нагнетательные. При этом соот-
ветственно видоизменяется и схема нагнетательных трубопро-
водов.
При сооружении систем кустовых станций почти половина
денежных средств, более половины металла затрачивается на
трубопроводы высокого давления и внутрискважинное обору-
дование. Отложение солей, коррозия резко сокращают сроки
службы этих металлоемких, дорогостоящих коммуникаций, при-
водят к необходимости выполнения непрерывно нарастающих
объемов крайне трудоемких ремонтных работ по смене трубо-
проводов, резко усложняющих функционирование промысла,
увеличивающих трудоемкость добычи нефти. Поэтому при обо-
рудовании трубопроводной сети особо важное значение имеют
качество изоляционной защиты труб и использование труб
с внутренним противосоляным покрытием.
Блочная кустовая станция (рис. XVIII.4) состоит из ряда
блоков: насосных, управления, электроаппаратуры, распредели-
тельного и бытового. Вода из магистрального трубопровода по-
дается в резервуары или, минуя их, на прием насосов. Число
одновременно работающих насосных блоков определяется сум-
марным расходом жидкости. Один или два блока обычно явля-
ются резервными. По напорному трубопроводу жидкость на-
правляется к распределительной гребенке, от которой через ре-
гуляторы расхода подается к нагнетательным скважинам.
Наиболее ответственными элементами КНС являются на-
сосные агрегаты.
Требования, предъявляемые к ним, следующие:
к. п. д. на рабочем режиме не ниже 70—75 %;
равномерная подача;
моторесурс при работе на максимальных параметрах не ме-
нее 7—10 тыс. ч, а продолжительность безостановочной ра-
боты— 600—1000 ч;
410

Рис. XVIII.3. Типовая схема водоснабжения системы поддержания
пластового давления
К нагнетательный
Рис. XVIII.4. Схема блочной КНС:
1 — магистральный водопровод; 2 — буферная емкость; 3 — приемный коллектор; 4,
9. 11 — задвижки; 5 — центробежные насосы; б — электродвигатели; 7 — задвижки
с дистанционным управлением; 8 — высокоиапориый коллектор; 10 — сборный кол-
лектор для грязной воды; 12 — емкость

минимальные габаритные размеры;
устойчивость материала деталей гидравлической части
к перекачиваемым жидкостям.
Насосы, используемые для закачки жидкостей в нефтяные
пласты, как правило, специализированные, их основные пара-
метры: подача от 2 до 1000 м3/ч, давление 3—50 МПа.
Для закачки воды в пласт используются насосы двух ти-
пов — центробежные и плунжерные.
Центробежные насосы просты в монтаже и обслуживании,
легко поддаются автоматизации и дистанционному контролю,
могут длительно работать без обслуживающего персонала,
обеспечивают высокую равномерность подачи. Однако они ра-
ботают с пониженным к. п. д. при отклонении подачи от опти-
мальной. Получение малой подачи и больших давлений при вы-
соком к. п. д. для них невозможно.
- Насосы объемного действия (получившие за рубежом ши-
рокое распространение), как правило, выполняются многоплун-
жерными с рабочими давлениями до 50 МПа, числом оборотов
коленчатого вала 250—1000 мин-1. Их к. п. д. при работе в ши-
роком диапазоне подач составляет 80—85 %.
Применяются трех-, пяти-, семи-, девятиплунжерные насосы
одинарного действия, что обеспечивает нормальную работу при-
емных и напорных трубопроводов, на которых устанавлива-
ются воздушные колпаки с разделительной мембраной. Скорость
движения плунжеров достигает 1,2—1,5 м/с, причем в зависи-
мости от длины хода изменяется максимальное число оборотов:
для 75 мм — 450—500 мин-1, 100 мм — 400 мин-1, 125 мм —
350 мин-1, 150 мм — 230—260 мин-1.
В настоящее время выявилась тенденция создания быстро-
ходных короткоходовых плунжерных насосов, что позволяет
уменьшить их массу за счет уменьшения габаритов рамы и
в ряде случаев отказаться от применения редукторов, понижа-
ющих число оборотов приводного двигателя. С другой стороны,
данное направление приводит к ухудшению условий работы де-
талей пары уплотнение — плунжер.
Для изготовления плунжеров применяются высокоуглероди-
стые и нержавеющие хромистые стали с высокой поверхностной
твердостью (HRC 55), получаемой в результате обработки
ТВЧ. Рабочая поверхность плунжеров полируется, отклонение
ее от цилиндрической формы допускается не более 0,01—
0,02 мм. Известно использование керамических плунжеров.
Уплотнения плунжеров обычно изготавливаются из масло-
бензостойких резин или специальных эластомеров.
Вал насоса с двигателем соединяется:
непосредственно с помощью компенсационной муфты — при
использовании в качестве привода тихоходного ДВС или син-
хронного двигателя;
с помощью зубчатого редуктора, монтируемого на фланце
приводной части насоса;
412

с помощью клиноременной передачи.
В нашей стране для нагнетания жидкости в пласт применя-
ются центробежные многоступенчатые секционные насосы ЦНС
с подачей до 1000 м3/с при давлении 0,4—20 МПа. В зависи-
мости от типоразмера их к. п. д. изменяется от 44 до 80 %
(табл. 9).
Таблица 9. Основные показатели насосов ЦНС
Показатель	Насос					
	ЦНС-180-950	ю со о сю б к д	ЦНС-180-1422	0991-081-ЭНП	ЦНС-180-1900	ЦНС-500-190
Подача, м3/с	180	180	180	180	180	500
Максимальное давление, МПа	9,5	11,8	14,2	16,6	19,0	20,2
Число секций	8	10	12	14	16	8
Мощность приводного двигателя, кВт	780	970	1160	1360	1530	4000
' Напор насосов ЦНС регулируется изменением числа ступе-
ней. Конструкция насоса представляет собой набор секций, за-
жатых между всасывающей и нагнетательной крышками и стя-
нутых шпильками. Вал насоса установлен на подшипниках
скольжения с принудительной смазкой, осевое усилие воспри-
нимается упорным подшипником.
Для повышения долговечности основные детали насоса из-
готовляют из хромистых сталей: рабочие колеса и направляю-
щие аппараты — литые из стали 20Х13Л, вал 40ХФА.
Насосный агрегат имеет систему смазки и охлаждения, ко-
торая подает масло к подшипникам при пуске и работе насоса,
обеспечивает его охлаждение.
Для сокращения расходов на строительство кустовых на-
сосных станций в последние годы начато использование цент-
робежных электронасосов в качестве водозаборных и одновре-
менно нагнетательных, для чего они спускаются в скважины,
пробуренные на пласты с водой, пригодной для закачки в не-
фтесодержащие пласты. В этом случае закачка осуществляется
без водоподготовки, а одновременно с забором воды обеспечи-
вается дополнительный напор (до 1200—1300 м), необходимый
для нагнетания воды в пласт. Таким образом, вода перепуска-
ется из пласта в пласт без контакта с воздухом, т. е. без ее
аэрации, без установок водоподготовки, без сооружения кусто-
вых скважин. Однако при этом усложняется контроль и ремонт
внутрискважинных насосов, двигателей, снижается к. п. д. на-
сосов и двигателей.
413

Помимо этого при удачном сочетании расположения водя-
ного пласта и пласта, в который нагнетается вода, используют
межпластовый переток, а для обеспечения соответствующего
напора устанавливают ЦЭН, обеспечивающий перекачку воды
из одного пласта в другой без подъема ее на поверхность.
В отдельных случаях, когда имеется высоконапорный водя-
ной пласт, удается обеспечить подачу в продуктивный пласт
без применения ЦЭН, только лишь за счет использования энер-
гии пласта.
Как видно, закачка воды в пласт — процесс весьма энерго-
емкий. Энергоемкость определяется количеством подаваемой на-
сосами жидкости и необходимым напором, а также к. п. д.
привода и насоса. В свою очередь, необходимый напор зави-
сит от длины напорных трубопроводов, глубин нагнетательных
скважин, эффективной площади сечения каналов в зоне
фильтра — призабойной части пласта, в которой нагнетается
вода. И одной из важнейших задач является поддержание па-
раметров этой системы на уровне, обеспечивающем требуемый
удельный расход энергии при закачке воды в пласт.
Глава XIX
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ
ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА
§ 1. Оборудование для гидроразрыва пласта
Гидроразрыв пласта основан на неоднородности (слоистости)
структуры нефтесодержащих пластов, способности их расслаи-
ваться под воздействием закачиваемой в пласт жидкости.
Процесс осуществляется нагнетанием в пласт под большим
давлением порции жидкости гидроразрыва, что приводит к об-
разованию послойных трещин, в которые сразу же закачива-
ется жидкость-песконоситель, продавливаемая с помощью бу-
ферной жидкости. Крупнозернистый песок, заполняя трещины,
создает высокопроницаемые слои, улучшающие приток жидко-
сти к фильтру скважины.
Процесс гидроразрыва — быстротечный, эффективность его
находится в прямой зависимости от темпа проведения опера-
ций собственно разрыва и заполнения трещины песком. По-
этому комплекс оборудования отличается высокой подачей и
большими давлениями нагнетания. Необходимость в высоких
давлениях (более 100 МПа) и больших подачах привела к ис-
пользованию высоконапорных насосов и параллельной работе
нескольких агрегатов, с мощными приводами и сложной об-
вязки. Дорогостоящее оборудование должно быть высокомо-
бильным, быстро монтируемым, поэтому оно выполняется блоч-
ным и монтируется на автомобилях, что позволяет выполнять
414

одним комплектом оборудования большое число гидрораз-
рывов.
Основное оборудование для гидроразрыва пласта: автоцис-
терны для трех жидкостей — гидроразрывной, песконосителя,
буферной, насосные агрегаты высокого давления для подачи
гидроразрывной жидкости, пескосмесители, насосные агрегаты
для закачки смеси песка с жидкостью-песконосителем, мани-
фольд, оборудование устья скважины, комплект внутрисква-
жинного оборудования — НКТ, якорь, пакер.
Автоцистерны. Требования к автоцистернам для гидро-
разрыва: наличие емкости заданного объема, средств стабили-
зации температуры жидкости, средств перекачки жидкости.
Автоцистерна должна обладать хорошей проходимостью и быть
или самоходной, или перевозимой тягачом.
В настоящее время используются цистерны следующих ма-
рок: ППЦ-23-5524П, АЦН-11-257, АЦН-7,5-5334, ЦР-7АП,
АП-15-5320/8350.
Наиболее вместимой является цистерна ППЦ-23-5524П,
включающая в себя собственно цистерну, насосный блок
с трансмиссией, манифольд, систему самовсасывания и другое
оборудование, смонтированное на автомобиле КрАЗ-257 и по-
луприцепе. Эта цистерна предназначена для перевозки неаг-
рессивных жидкостей, подачи их на прием насосных установок
при гидроразрыве, гидропескоструйной перфорации, кислотной
обработке призабойной зоны.
Оборудование, установленное на цистерне, может обеспе-
чить наполнение цистерны жидкостью из посторонней емкости;
подачу жидкости из собственной или посторонней емкости с за-
мером ее количества на прием насоса высокого давления.
Жидкость перекачивается насосным блоком, приводимым
в действие ходовым двигателем через коробку отбора мощно-
сти и трансмиссию.
Техническая характеристика цистерны ППЦ-23-5524П
Вместимость цистерны, м3 ......................... 23
Наибольшая подача собственного	насоса, л/с ........37,5
Наибольшее давление, МПа ..........................0,98
Цистерны других марок отличаются от описанной вместимо-
стью, транспортной базой, подачей насосов. Однако общим для
всех них является следующее.
Конструкция цистерны представляет собой емкость эллип-
тического или круглого сечения, сваренную из отдельных ли-
стов.
В качестве насосов для заполнения или перекачивания
жидкости используются центробежные самовсасывающие на-
сосы, приводимые в действие ходовым двигателем. (Только
на цистерне АП-15-5320/8350 используется автономный ДВС.)
415

От коробки отбора мощности автомобиля энергия двигателя
передается трансмиссией к насосному блоку.
Цистерны имеют дополнительное оборудование для конт-
роля режима работы насосов: тахометр, манометр и т. п.,
а автомобили, на которых смонтировано оборудование, снаб-
жаются искрогасителями, приспособлениями для закрепления
манифольда и т. п.
Насосные агрегаты. Требование к насосным агрега-
там: гидроразрывная и буферная жидкости должны закачи-
ваться одним и тем же агрегатом с автономным приводом. На-
сосы агрегата должны иметь большую подачу и создавать
давление, необходимое для гидроразрыва в условиях района
применения. Давление для образования трещин в пласте при-
ближенно может быть определено как
р = 1,5 — 2,51.,
где L — глубина скважины.
Для создания давления используются насосные агрегаты
4АН-700 (рис. XIX.1), смонтированные на шасси автомобиля
КрАЗ-257. Оборудование агрегата включает в себя силовую
установку 4УС-800, коробку передач ЗКПм, горизонтальный
трехплунжерный насос 4Р-700, манифольд и систему управ-
ления.
Силовая установка 4УС-800 состоит из дизеля с многодиско-
вой фрикционной муфтой сцепления, центробежного вентиля-
тора, систем питания, охлаждения, смазки и других узлов.
В качестве двигателя используется V-образный, 12-цилиндро-
вый четырехтактный дизель с непосредственным впрыском топ-
лива и турбонаддувом. Максимальная мощность двигателя
588 кВт.
Коробка скоростей ЗКПм четырехступенчатая, обеспечивает
следующие передаточные отношения: 4,67; 3,43; 2,43; 1,94.
Насос 4Р-700 трехплунжерный, горизонтальный, одинарного
действия. Его конструкция предусматривает работу с плунже-
рами диаметром 100 или 120 мм. При этом максимальная по-
дача составляет 22 л/с при давлении 21 МПа, а минималь-
ная— 6,3 л/с при давлении 70 МПа.
Пескосмеситель. Агрегат должен обеспечивать пере-
возку песка и приготовление песчано-жидкостной смеси. Агре-
гаты имеют две емкости для заполнения песком двух фрак-
ций — мелкой и крупной. Бункер оснащен загрузочным шнеком,
приводимым в действие гидромонитором. Гидропривод работает
от ходового двигателя автомобиля. Для исключения образова-
ния песчаных пробок и прилипания песка к стенкам емкости на
ней смонтированы вибраторы. Привод вибраторов пневматиче-
ский от ходового компрессора.
Песчано-жидкостная смесь получается в гидросмесителе,
оснащенном рабочим шнеком с гидроприводом. Производитель-
ность 50—75 т/ч. Смесь накапливается в аккумуляторе с лопа-
416

стными мешалками и гидромоторами для исключения осажде-
ния песка. Вместимость аккумулятора 1—1,5 м3. Из аккумуля-
тора к насосным агрегатам смесь подается песковым насосом.
Техническая характеристика песконасоса 4ПС-9
Подача, м®/ч	............................... 60	130	200
Напор, м .................................... 30	28	22
Относительная	удельная плотность пульпы	2	1,5	1,2
Рис. XIX.1. Насосный агрегат 4АН-700
Рис. XIX.2. Пескосмесительный агрегат 4 ПА
В настоящее время применяются пескосмесительные агре-
гаты 4ПА (рис. XIX.2) и УСП-50.
Агрегат 4ПА смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-257
и состоит из пульта управления 1, аккумулятора 2, смеситель-
ного горшка 3, регулятора выдачи сыпучего материала 4, ра-
бочего шнека 5, бункера 6, загрузочного шнека 7, пневмовиб-
ратора 8, масляного и пескового насосов, монтажной рамы 9.
Привод отдельных агрегатов песконосителя осуществляется
ходовым двигателем.
14 Заказ № 416
417

Агрегат УСП-50 по сравнению с 4ПА имеет более уравно-
вешенную конструкцию бункера, загрузочного и рабочего шне-
ков, системы управления шнеками и мешалкой и т. п. У него
повышен темп отбора готовой смеси из смесителя, улучшено
управление работой отдельных узлов.
Манифольд предназначен для соединения в одну систему
всех агрегатов комплекса, управления процессом гидроразрыва,
контроля и защиты.
Блок манифольда состоит из двух групп коммуникаций —
низкого и высокого давлений и оснащен обратными клапанами,
исключающими обратный переток жидкости в линию низкого
давления при аварийной остановке одного из насосов.
Для контроля плотности, расхода, давления на центральной
трубе размещены соответствующие датчики. Оба манифольда
имеют предохранительные клапаны.
Блок оснащен комплектом запасных НКТ общей длиной
80-Ь100 м обычно диаметром 48 мм с быстромонтируемыми
стыками и подъемным краном.
В настоящее время применяется блок манифольда 1БМ-700,
который включает в себя напорный и приемный коллекторы,
подъемную стрелу и комплект труб с шарнирными соедине-
ниями.
Напорный коллектор представляет собой кованую коробку
с шестью отводами для соединения с насосными и цементиро-
вочными агрегатами, центральной трубы с датчиками контроль-
но-измерительных приборов: манометра, расходомера, измери-
теля плотности, двух отводов для соединения с арматурой на
устье скважины, кранов и предохранительных клапанов.
Помимо этого на коробке установлены шесть обратных кла-
панов, автоматически отсоединяющих подключенные насосные
агрегаты при прекращении ими подачи жидкости.
Блок манифольда позволяет проводить весь комплекс ра-
бот при давлении до 70 МПа, напорный коллектор соединя-
ется двумя трубопроводами с арматурой устья. Раздаточный
коллектор служит для распределения рабочих жидкостей —
продавочного раствора, воды, песчано-жидкостной смеси и т. п.
к цементировочным и насосным агрегатам.
ЛАаксимальное давление в раздающем коллектора 2,5 МПа.
Оборудование устья предназначено для соединения
напорной линии, идущей от манифольда к скважине, с устьем
скважины и колонной НКТ, а также соединения НКТ с разными
трубопроводами. Для этого применяются специализированные
устьевые арматуры высокого давления.
В настоящее время устье скважины оборудуют универсаль-
ной арматурой 2АУ-700, которая может также использоваться
при гидропескоструйной перфорации и цементировании скважин.
Арматура состоит из крестовины с патрубком, устьевой го-
ловки с сальником и пробковых кранов. Крестовина имеет три
горизонтальных отвода, к двум из которых через пробковые
418

краны присоединяются напорные линии от манифольда. Па кре-
стовике устанавливается манометр с масляными разделителями.
Устьевая головка имеет четыре отвода, три из которых соеди-
нены с пробковыми кранами, а на четвертом установлены ма-
нометр и предохранительный клапан. Нижняя часть головки
с помощью резьбы соединяется с эксплуатационной колонной.
Максимальное рабочее давление, на которое рассчитана ар-
матура 2АУ-700, 70 МПа.
При гидроразрыве пласта весь комплекс оборудования для
его осуществления располагается в соответствии со схемой
рис. XIX.3.
Рис. XIX.3. Схема расположения оборудования прн проведении гидроразрыва
пласта:
1 — насосный агрегат 4АН-700; 2 — пескосмесительиый агрегат; 3 — автоцистерна; 4 —
песковоз; 5 — блок манифольда 1БМ-700; 6 — арматура устья 2АУ-700; 7 — станция кон-
троля и управления процессом
Внутрискважинное оборудование предназначено
для направления потока жидкости в пласт при обеспечении
сохранности ствола скважины. Для этого скважина оснащается
комплектом НКТ с пакером над фильтровой зоной ствола, пре-
дохраняющим ствол от воздействия высокого давления жидко-
сти. Для исключения возможности смещения пакера (табл. 10)
при больших осевых усилиях и разгрузке колонны труб уста-
навливается якорь (табл. 11).
Якорь состоит из корпуса, головки, плашки, шпонки, па-
трубка, трубки, хвостовика, винта, гайки, предохранительной
заглушки. В верхнюю часть корпуса ввинчена головка закан-
чивающаяся муфтой, для присоединения его к насосно-компрес-
сионным трубам. К нижней части корпуса привинчен хвостовик
с левой резьбой бурильных труб для соединения якоря с паке-
ром. Внутри якоря расположен патрубок, предохраняющий ре-
зиновую трубку от выпучивания внутрь. В корпусе якоря рас-
14*
419

Таблица 10. Техническая характеристика пакеров
ПНГС-168-500	СО СО <f S ’£’i S	§ <£ § S О	о§ з- к к х
ПН ГС-146-500	s в М в ~ 5	о <
OOS-89I->1JHU	СО со М* *ф	б**з °£	О	«;	о	— Ю	°g	I	S	04 °	ю	~	оо	——	22	'	°	10 X S	(— q	*"' а °	О§ 5 2
ПН ГК-146-500|	5 w m с? га 5 °- 04 1 S г К “1 = 1 § % о <
ПНМШ-168-500	coco оо 'Ф	оо	о	о ?£	о	сп	ю	со	о	о	сч LQ	оо	—	•—<	—<	со	СО а	<5 3 m с
ПНМШ-146-500	Е X "	сч СО	оо сч о Ч<	о	_	со	♦—’^-4	—<	-ф	1>-	о LQ	»5	Ь-	,	~	—<	со	со х	ir О	—' g	о < а» в*
ПНМШ-219-300	х га S	СЧ	О	О	_Х4 О	о	О>о	О	Ю	L.O ТГт	со	22	~	— сч <о S CN	г—« <5§
s
ХО ь*	6	
	»Д О	S
га	X	га
ко		X
Л	га	га
со си	и \о	S
о.	о	а
	•«	га
	Р*	s	ко
к га X	S	2 S	X
Л § 5 s Д 2	га	га о га «	га = а	с	К	S га X X Й S U
К й	X 2	£	X
l=t «	х	£< га	о.
О) о к	Q.S	S	с 2 га
о га s са о, £	fcK 3 о s § 3 е	g 3 а е	га
	03 g К[	4 S
420

Таблица 11. Техническая характеристика якорей
Показатели	ЯПГ-146-500	ЯПГ-168-500	ЯПГ-219-300
Диаметр обсадных труб, мм	146	168	219
Допустимый перепад давления (не бо- лее), МПа	50	50	30
Воспринимаемое усилие при допусти- мом перепаде давления, кН	900	1200	1200
Число плашек	12	16	8
Наибольший диаметр при опущенных плашках, мм	118	136	185
Длина пакера, мм	810	904	1014
Масса, кг	33	43	90
положены восемь плашек. Их выпадение предотвращается
шпонками, которые крепятся к корпусу винтами.
При перепаде давления внутри и вне якоря резиновая
трубка выдвигает плашки до упора во внутренние стенки обсад-
ной колонны. Врезаясь острыми концами зубьев плашек в ко-
лонну, якорь воспринимает усилие, действующее от пакера.
При снижении давления резиновая трубка принимает первона-
чальную форму, и плашки свободно входят в корпус якоря.
§ 2. Оборудование для кислотной обработки
Обработка нефтесодержащего коллектора, в составе которого
имеются карбонатные породы, кислотой улучшает проницаемость
пласта в зоне скважины, а соответственно обусловливает и ин-
тенсификацию притока жидкости к скважине либо увеличивает
ее приемистость, если скважина нагнетательная.
Для обработки пласта кислотой применяется комплекс обо-
рудования, в состав которого входят арматура для устья сква-
жины, насосный агрегат для нагнетания кислоты в скважину,
автоцистерна для перевозки кислоты и химреагентов, мани-
фольд для соединения автоцистерны с приемом насосного аг-
регата и с устьевой арматурой. Кроме того, в районах с боль-
шими объемами работ по кислотным обработкам имеются базы
с запасом кислоты.
При солянокислотной обработке концентрация кислоты в рас-
творе составляет 8—20 % в зависимости от пород нефтесодер-
жащего коллектора. Если концентрация раствора соляной кис-
лоты выше рекомендуемой, трубы устьевого и скважинного
оборудования разрушаются, а если ниже — снижается эффек-
тивность обработки призабойной зоны.
Для предохранения труб, емкостей, насосов, трубопрово-
дов, устьевого и скважинного оборудования от коррозионного
воздействия кислоты в раствор добавляют специальные инги-
биторы. В качестве ингибиторов применяется формалин (40 °/о-
421

ный раствор формальдегида в воде) или уникод марки У-К,
У-2 и М-Н. Несмотря на применение защитных мер, в про-
цессе обработки скважины в соляной кислоте образуется зна-
чительное количество примесей в виде окислов железа, кото-
рые выпадают из раствора их и закупоривают поры пласта.
Для предотвращения выпадения применяются стабилизаторы,
в качестве которых используется уксусная кислота, добавляе-
мая в раствор в количестве 0,8—1,6 % объема разведенной со-
ляной кислоты.
Раствор соляной кислоты приготовляют следующим обра-
зом. После определения его объема в емкость заливается вода.
К ней добавляются ингибитор, затем стабилизатор и замедли-
тель реакции — препарат ДС в количестве 1—1,5 % от объема
закачиваемого в скважину раствора кислоты. После тщатель-
ного перемешивания раствора в последнюю очередь добавляют
рассчитанный объем концентрированной соляной кислоты при
постоянном перемешивании.
На промыслах применяются кислотные обработки несколь-
ких видов: закачка кислоты в пласт под давлением, кислотные
ванны, при которых кислота закачивается в скважину только
в объеме забоя без задавки ее в пласт для очистки внутренней
поверхности забоя от загрязняющих отложений (цемент, гли-
нистый раствор, смолы, парафин, продукты коррозии), а также
закачка горячего кислотного раствора, который нагревается за
счет экзотермической реакции между соляной кислотой и реа-
гентом— магниевым материалом.
Для транспортирования раствора ингибированной соляной
кислоты и нагнетания его в пласты применяются специальные
агрегаты Азинмаш-ЗОА, АКПП-500, КП-6,5.
Агрегат Азинмаш-ЗОА монтируется на трехосном грузовом
автомобиле КрАЗ-257 высокой проходимости. Агрегат вклю-
чает: трехплунжерный горизонтальный насос одинарного дей-
ствия 5НК-500, коробку отбора мощности, промежуточную
трансмиссию, манифольд, гуммированные цистерны (основная и
смонтированная на прицепе).
Техническая характеристика агрегата Азинмаш-ЗОА
Диаметр сменных плунжеров насоса 5НК—500, мм ..................100;	200
Ход плунжера, мм ............................................. 130
Наибольшая частота двойных ходов, мин-1 ...................... 240
Вместимость цистерны с двумя одинаковыми отсеками, м3........... 6
Масса транспортируемой жидкости, не более, т ................. 6,5
Предохранительный клапан гвоздевого типа на давление, МПа:
при плунжере диаметром 120 мм ................................. 32
при плунжере диаметром 100 мм ............................... 50
Максимальная мощность (при частоте вращения вала двигателя
2100 об/мин), кВт ............................................ 176
Грузоподъемность прицепа МАЗ-5243,	т ........................... 6,8
Вместимость цистерны, м3 ........................................ 6
Агрегат АКПП-500 смонтирован на трехосном грузовом ав-
томобиле КрАЗ-255Б высокой проходимости. Агрегат состоит
422

из трехплунжерного горизонтального насоса одинарного дейст-
вия с приводом от тягового двигателя автомобиля через ко-
робку отбора мощности и промежуточную трансмиссию, гум-
мированной цистерны и трубопроводов с арматурой. Принцип
действия агрегата не отличается от агрегата Азинмаш-ЗОА.
Техническая характеристика АКПП-500
Вместимость гуммированной цистерны, м3 .................. 3
Максимальная подача насоса 5НК-500, л/с ................. 15,85
Максимальное давление, МПа............................... 50
Размеры агрегата, мм:
длина ................................................. 8645
ширина................................................. 2750
высота................................................. 3760
Масса, кг ............................................... 16 090
Масса транспортируемой жидкости, не более, кг............ 3600
Оборудование для транспортирования кислоты
Для транспортирования ингибированной соляной кислоты и
подачи ее на насосный агрегат при кислотной обработке при-
забойной зоны скважины применяются специальные кислото-
возы КП-6,5 и прицеп-цистерна ПЦ-6К.
Кислотовоз КП-6,5, смонтированный на автомобиле
КрАЗ-255Б, состоит из гуммированной цистерны, центробеж-
ного одноступенчатого насоса, трубопроводов и запорной ар-
матуры.
Техническая характеристика кислотовоза КП-6,5
Вместимость гуммированной цистерны, м3 ................ 6
Подача насоса 3X-9B-3-51, м3/ч.....................29—60
Допустимая высота всасывания, м.вод.ст............. 2—5
Давление, МПа ....................................... 0,35
Габаритные размеры, мм:
длина ............................................. 8645
ширина............................................. 2750
Масса, кг ......................................... 13 420
Масса транспортируемой жидкости, не более, кг . . .	6450
Прицеп-цистерна ПЦ-6К предназначена для транспор-
тирования раствора ингибированной соляной кислоты с содер-
жанием НС1 21 %.
Допускается добавлять в транспортируемую жидкость пла-
виковую кислоту в количестве до 5 % и уксусную кислоту до
2 % от объема соляной кислоты. Цистерна смонтирована на
шасси автомобильного прицепа МАЗ-8925.
Техническая характеристика прицепа-цистерны ПЦ-6К
Вместимость цистерны, м3 ................................. 6
Диаметр наливного трубопровода	с	пробковым	краном,	мм	100
Диаметр сливного трубопровода с	секторным	краном,	мм	50
Размеры, мм:
длина................................................ 7696
ширина............................................... 2500
высота .............................................. 2950
Масса (без груза), кг ................................. 4593
423

При отсутствии описанных специальных кислотных агрега-
тов скважину обрабатывают при помощи обычных передвиж-
ных насосных или промывочных агрегатов с последующей про-
мывкой водой гидравлической части насосов.
Глава XX
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
Для повышения коэффициента нефтеотдачи и увеличения тем-
пов отбора нефти из пласта применяется термическое воздей-
ствие на пласт. Оно оказывает эффективное воздействие на вы-
соковязкую нефть неоднородных пластов, где применение за-
воднения не дает значительного эффекта. Нередко термические
методы используются в тех случаях, когда никаким другим спо-
собом извлечь нефть из пласта не удается.
Важным преимуществом методов теплового воздействия на
пласт является достижение высокого коэффициента нефтеот-
дачи.
Методы термического воздействия на пласт характеризуются
меньшими по сравнению с прочими методами капитальными
вложениями и эксплуатационными затратами.
При применении этих методов отсутствует необходимость
в использовании дорогих химических реагентов, например ПАВ.
§ 1.	Классификация термических методов воздействия
на пласт
Термические методы воздействия на пласт основаны на резком
снижении вязкости нефти при нагреве, в результате чего ее
подвижность в пластовых условиях увеличивается и улучша-
ется приток к эксплуатационным скважинам.
В настоящее время разработано много способов термиче-
ского воздействия. Существуют три области воздействия тер-
мических методов: призабойная зона пласта, пласт в целом и
ствол скважины.
Воздействие на призабойную зону осуществляется: нагрева-
тельными устройствами — устьевыми и глубинными; тепловой
обработкой в сочетании с другими средствами интенсификации.
В качестве теплоносителя могут быть использованы: вода, пар,
нефть, газ.
Различают источники тепла двух видов: топливо, энергия
которого используется в наземных теплообменных аппаратах,
и топливо, находящееся в пласте или сжигаемое там же.
При термическом воздействии на ствол скважины обычно
осуществляют депарафинизацию, борьбу с гидратными проб-
ками, повышение приемистости скважин.
При термическом воздействии на пласт основная цель —
повышение коэффициента нефтеотдачи и сокращение времени
разработки месторождения.
424

§ 2.	Устьевое и внутрискважинное оборудование для
нагнетания пара в нефтяные пласты
При воздействии на пласт применяется комплекс оборудования,
состоящий из специальной арматуры устья скважин; головки
колонной сальниковой; лубрикатора для спуска приборов; тер-
мостойких пакеров; внутрискважинных компенсаторов удлине-
ния колонны НКТ.
Арматура устья для герметизации устья нагнетатель-
ных скважин в период тепловой обработки пласта обеспечи-
вает подвеску колонны НКТ, компенсирует ее удлинение и
позволяет проводить исследовательские работы по стволу сква-
жины и на забое. Она состоит из запорных устройств — задви-
жек и вентилей, фитингов-крестовиков, тройников, катушек и
специальных устройств для компенсации тепловых удлинений
колонны и подводящего паропровода.
Арматура устья устанавливается на скважине перед нача-
лом паротеплового процесса и после его окончания демонти-
руется.
В качестве примера рассмотрим арматуру АП-65-150
(рис. ХХ.1). В зависимости от внутрискважинного оборудова-
ния различают два исполнения:
при установке на забое скважины термостойкого пакера и
при отсутствии телескопического устройства для компенсации
термических удлинений колонны НКТ;
при отсутствии пакера на забое или при использовании его
совместно с компенсатором теплового удлинения НКТ.
Арматура включает
в себя крестовину, кото-
рая вместе с затрубным
вентилем 5 устанавлива-
ется на фланце колонны
обсадных труб. Колонна
НКТ либо соединяется
с телескопической трубой
сальника, установленного
на корпусе, либо кре-
пится к катушке.
Зазор между корпу-
сом 4 и трубой 2 уплот-
няется набором прорези-
ненных асбестовых ман-
жет 3.
На фланце телескопи-
ческой трубы (или на ка-
тушке) монтируется узел
Рис. XX. 1. Устьевая арматура
АП-65-150
425

Рис. ХХ.2. Головка колонная сальни-
ковая ГКС-40
/, состоящий из задвижки,
шарнира и тройника. Устьевое
шарнирное устройство состоит
из трех шарниров и обеспечи-
вает компенсацию теплового
расширения НКТ и под-
водящей линии паропровода.
Стволовой шарнир обеспе-
чивает компенсацию угловых
деформаций колонны.
На тройнике установлены
датчики термометра и мано-
метра, а сами приборы смон-
тированы на приборном щит-
ке. Эта группа приборов заме-
ряет температуры и давления
в центральном канале, при-
боры, присоединенные к крес-
товине,— в затрубном прост-
ранстве.
Управление запорными уст-
ройствами, обслуживание ар-
матуры осуществляется со спе-
циальных площадок, конструк-
ция которых предусматривает
вертикальное	перемещение
элементов арматуры.
Головка	колонная
сальниковая предназна-
чена для оборудования устья нагнетательных многоколонных
скважин. Эти головки имеют уплотнительные устройства, обес-
печивающие компенсацию тепловых удлинений Н эксплуата-
ционной и технической колонн. В качестве технической ко-
лонны может выступать промежуточная колонна или кондуктор.
Головка колонная сальниковая (рис. ХХ.2) с помощью
резьбового соединения крепится к переводнику 9 промежуточ-
ной колонны или кондуктору. Головка монтируется в процессе
строительства скважины или при ее капитальном ремонте при
переводе ее на работу для закачки пара в пласт.
К верхнему фланцу корпуса головки 8 крепится корпус саль-
ника 3, в котором размещены две набивки. Подобная двухряд-
ная конструкция сальника позволяет заменять основную на-
бивку без разборки головки и разгерметизации внутренней по-
лости.
Сальниковая набивка 4 верхнего уплотнения сжимается
грундбуксой 2 и шпильками /.нижнего уплотнения — грундбук-
сой 5, перемещение которой осуществляется радиально распо-
ложенными запорными болтами 6, упирающимися конусными
поверхностями в грундбуксу 5. Уплотнение запорных болтов 6
426

ооеспечивается уплотнениями из сальниковой набивки, грунд-
буксы и нажимной гайки 7.
В процессе эксплуатации под нагрузкой работает верхнее
уплотнение, а нижнее включается только на период замены на-
бивки верхнего.
Лубрикатор устьевой предназначен для спуска в сква-
жину глубинных манометров, термометров и других приборов
для исследования без прекращения закачки пара в пласт. Луб-
рикатор устанавливается на фланце верхней задвижки, смон-
тированной на тройнике арматуры устья. Лубрикатор состоит
из корпуса, масляного бачка с трубками и блока. В верхней
части корпуса установлен узел сальника, а нижняя часть имеет
фланец, с помощью которого он присоединяется к фланцу за-
движки устьевой арматуры. Через лубрикатор пропущена про-
волока, один конец которой, перекинутый через блок, наматы-
вается на барабан лебедки, а к другому концу крепится глу-
бинный прибор.
Перед проведением исследования прибор, прикрепленный
к проволоке, закладывается в корпус лубрикатора, после чего
он монтируется на устьевой арматуре.
Перед спуском прибора открывают кран, и давление из кор-
пуса по трубе передается в бачок с маслом, которое вытесня-
ется в узел сальника. Затем открывают задвижку устьевой ар-
матуры и, сматывая проволоку с барабана лебедки, опускают
прибор в скважину.
Термостойкие пакеры герметизируют затрубное про-
странство скважины при нагнетании пара в пласт и защищают
эксплуатационную колонну от воздействия давления и темпера-
туры. Одновременно пакеры предотвращают тепловые потери
и позволяют снизить температурные напряжения.
Пакер (рис. XX.3) состоит из ряда деталей, смонтирован-
ных на стволе 10. Ствол 10 соединен муфтой 3 с патрубком 2,
который, в свою очередь, соединен с муфтой 1, обеспечивающей
соединение пакера с колонной НКТ. В верхней его части рас-
положен шлипсовый узел для удержания пакера в обсадной
колонне и предотвращения его смещения вверх под действием
перепада давления. Этот узел состоит из конуса 4, шлипсов 7,
шлипсодержателя 8, ограничителя 6 и штифта 5. При спуске
пакера штифт удерживает шлипсы от перемещения по направ-
ляющим пазам конуса. После срезания штифта перемещение
шлипсов ограничено деталями 6 и 8.
В средней части пакера расположены уплотнительные ман-
жеты 11, сверху закрываемые защитной шайбой 9, а снизу
удерживаемые нажимной гайкой 12. Манжеты в зависимости
от их места установки изготовлены из различных материалов:
по две крайних — из прорезиненной асбестометаллической
ткани, средние —из прорезиненной асбестовой ткани.
В нижней части ствола имеется шлипсовый узел, предотвра-
щающий перемещение пакера вниз. Он состоит из конуса 13,
427

шлипсов 14 и шлипсодержателя 17. Ниже расположен гидро-
цилиндр для посадки пакера. Привод гидроцилиндра осуществ-
ляется жидкостью, нагнетаемой в НКТ.
Гидроцилиндр состоит из собственно гидроцилиндра 22, на-
ружного 20 и внутреннего 16 поршней, переводника 31 и уп-
лотнительных колец 18, 19, 25. Для предотвращения поворота
цилиндра относительно ствола служит шпонка 23, а относи-
тельно переводника 31 — винты 26.
К поршню 20 прикреплен фиксатор 21, при спуске пакера
удерживающий нижние шлипсы в нижнем положении.
Рис. ХХ.З. Термостойкий пакер ПТГМ
В переводнике 31 располагается узел клапанов для времен-
ного перекрытия проходного канала пакера при его посадке.
Он состоит из нижнего 29 и верхнего 28 седел со срезными бур-
тами, шариков 24, 30 и приставки 27. Снизу к переводнику при-
соединен фильтр 32 для улавливания срезанных седел с шари-
ками при установке пакера.
Пакер работает следующим образом. При закачке жидкости
в НКТ после закрытия нижнего седла 29 шариком 30 поршни
16 и 20, преодолевая силу сцепления фиксатора 21 со стволом
10, перемещаются вверх вместе с нижним шлипсовым узлом и
уплотнителем. Штифт 5 срезается. Верхние шлипсы 7 надви-
гаются на конус, заклинивая его в обсадной колонне. Защит-
ная шайба 9 распрямляется и перекрывает зазор вокруг шлип-
содержателя 8. Под действием нажимной гайки манжеты 11
увеличивают наружный диаметр до тех пор, пока не войдут
в контакт с поверхностью эксплуатационной колонны. Нижний
428

конус 13 заклинивается в обсадной колонне шлипсами 14.
Увеличивая давление жидкости в НКТ до 20 МПа, можно
срезать бурт седла 29, и оно вместе с шариком 30 упадет
в фильтр, открыв при этом проходной канал пакера.
Компенсаторы теплового расширения НКТ мо-
гут быть конструктивно объединены с пакером либо устанав-
ливаться отдельно. Телескопическое устройство представляет
конструкцию штока, соединенного с головкой, и сальникового
узла, манжеты которого изготовляются из прорезиненной асбе-
стовой ткани. Регулирование давления прижима манжет осу-
ществляется ввинчиванием нажимной втулки.
Телескопическое устройство обеспечивает осевое перемеще-
ние головки относительно патрубка при сохранении герметич-
ности внутренней полости НКТ.
§ 3.	Оборудование для подготовки воды и ее подогрева
Использование для воздействия на пласт установок подготовки
воды и подогрева в блочном исполнении позволяет сократить
расходы и сроки обустройства месторождения.
Рассмотрим ряд наиболее характерных по конструктивным
особенностям установок.
Парогенераторная установка ППГУ-4/120М (рис.
ХХ.4) предназначена для получения 4 т/ч влажного пара при
давлении до 12 МПа. Установка состоит из двух блоков, кото-
рые могут перевозиться по железной дороге или на специальном
шасси.
Схема установки включает в себя емкость исходной воды 1,
сетевой насос 2, водоподогреватель 3, блок водоподготовки 4,
емкость умягченной воды 5, насосы 6, 10, деаэратор 7, охла-
дитель 8, бустерный насос 9, парогенератор 11, дроссельный
вентиль 12, подогреватель воздуха 13, вентилятор 14, топлив-
ный насос 15, подогреватели топлива 16, 17.
Установка работает следующим образом: из емкости 1 (или
промыслового водопровода) вода сетевым насосом 2 закачива-
ется в водоподогреватель 3, где нагревается паром низкого дав-
ления до температуры 25—30 °C. Водоподогреватель снабжен
автоматическим регулятором, обеспечивающим максимальную
температуру выходящей из него воды не более 35 °C.
Из водоподогревателя вода поступает в блок водоподготовки
4, где умягчается и очищается от механических примесей. Далее
насосом 6 вода подается через охладитель 8 в деаэратор 7,
где, нагреваясь до 170 °C, освобождается от растворенных га-
зов. Выходя из деаэратора, вода в охладителе 8 отдает часть
тепла воде, поступающей в деаэратор, и бустерным насосом 9
подается на прием питательного насоса 10, которым под дав-
лением 15,5 МПа нагнетается в парогенератор. Пароводяная
смесь, образующаяся в парогенераторе, через влагомер посту-
пает в скважину. Часть пароводяной смеси через дроссель 12
429

подается в водоподогреватель 3, деаэратор 7, а также исполь-
зуется для подогрева топлива и воздуха.
В качестве топлива используется сырая нефть, которая по-
догревается в баке 16 до температуры 50—60 °C, откуда через
подогреватель топлива направляется в форсунку. Для исполь-
зования нефти с высоким содержанием серы в схеме предусмот-
рен деаэратор.
Парогенератор установки представляет собой цилиндр,
внутри которого расположены горелочное устройство и система
Рис. ХХ.4. Схема парогенераторной установки ППГУ-4/120 м
труб. Продукты сгорания, пройдя топочную камеру, посту-
пают в парогенератор, где отдают свое тепло воде, движу-
щейся по спиральному трубопроводу.
Топливная система включает в себя камеру сгорания, основ-
ную и запальную горелки. Камера сгорания имеет форму ци-
линдра, с одной стороны которого установлена газомазутная
горелка, состоящая из лопаточного завихрителя с неподвижными
плоскими лопатками и периферийной газовой части с отвер-
стиями. В зависимости от типа топлива изменяются диаметр
и число отверстий.
Используемая форсунка—паромеханическая, со специаль-
ным завихрителем. Распыление топлива осуществляется паром,
подводимым к стволу форсунки под давлением 1,96 МПа, рас-
пиливающий пар — 0,15 МПа.
Для работы в дежурном режиме и обеспечения поджига ос-
новной горелки применяется запальная горелка, которая со-
стоит из механической форсунки и запальных электродов.
430

Длительная и экономичная работа парогенератора может
быть обеспечена только в случае предотвращения образования
слоя накипи на стенках нагревателей. Появление этого слоя
приводит к тому, что резко снижается коэффициент теплопере-
дачи, что ведет к перерасходу топлива и перегреву стенок. От-
рицательно влияют на долговечность парогенератора раство-
ренные в воде газы (кислород и углекислота), вызывающие его
коррозию, интенсивность образования накипи определяется
жесткостью воды — параметром, характеризующим содержание
в ней растворенных солей.
Парогенераторы производительностью более 0,7 т/ч должны
быть оборудованы установками для докотловой обработки
воды. Для этой цели используют специальные блочные пере-
движные водоподогревательные установки ВПУ.
Один из вариантов технологической схемы ВПУ следующий.
Вода из бака сырой воды центробежным насосом прокачива-
ется последовательно через осветлительный фильтр и катиони-
товые фильтры первой и второй ступени. Умягченная и освет-
ленная вода по выходе из второй ступени направляется в бак
умягченной воды, откуда насосом подается в деаэратор. Уро-
вень воды в нем поддерживается автоматически на заданном
уровне, а ее избыток возвращается в бак. Если получаемая сы-
рая вода не нуждается в осветлении, то осветлительный фильтр
может быть выключен. Периодически фильтры первой и второй
ступеней переключают на регенерацию. В это время питание
парогенератора осуществляется за счет запаса в баке умягчен-
ной воды.
Регенерация фильтров осуществляется промывкой их рас-
твором поваренной соли, после чего фильтры отмывают потоком
осветленной воды и включают в работу.
§ 4.	Оборудование для прогрева ствола скважин
Для прогрева ствола скважины и фильтровой зоны пласта ис-
пользуются паровые передвижные установки и электрические
нагреватели.
В качестве источника пара могут использоваться установки
ППУ-3 либо ППУ-1200/100. Установка ППУ-ЗМ (рис. ХХ.5)
смонтирована в кузове 2 на шасси автомобиля КрАЗ-257 и
включает в себя цистерну с водой /, парогенератор 3, пита-
тельный насос 6 с приводной группой 5, установленные на раме
4, которая с помощью хомутов крепится к раме автомобиля.
При работе установки предварительно подогретая вода по-
дается питательным насосом 6 в парогенератор 3, где превра-
щается в пар требуемой температуры. Парогенератор прямо-
точного типа, источником тепла является дизельное топливо.
Для защиты системы в случае остановки питательного на-
соса, его неисправности и т. п. перед парогенератором преду-
431

смотрены обратный клапан и вентиль. На выходе парогенера-
тора имеются сепаратор и предохранительный клапан.
Техническая характеристика
Производительность, кг/г	...........................1000
Максимальное давление пара,	МПа........................ 10
Максимальная температура	пара,	°C .....................310
Расход топлива, кг/г .................................. 85
Эксплуатация агрегата требует строгого контроля жестко-
сти применяемой воды, использования фильтров, снижающих ее
жесткость, а также профилактического контроля толщины слоя
накипи и удаления ее.
Рис. ХХ.5. Паровая передвижная установка ППУ-ЗМ
В качестве теплоносителя может использоваться не только
пар, но и нефть. Для промывки скважин горячей нефтью слу-
жит агрегат 1АДП-4-150 для нагнетания в скважину нефти под
давлением до 20 МПа и расходом 4 л/с при температуре 150 °C.
Для длительного прогрева скважины (от нескольких меся-
цев до 2—3 лет) применяются парогенераторы ППГУ-4/120.
При использовании электроэнергии для нагрева призабой-
ной зоны в соответствующем интервале глубин в скважину
опускается электронагреватель. Он представляет собой герме-
тичный кожух, внутри которого установлены трубчатые элект-
ронагревательные элементы. Для улучшения теплопередачи
внутренняя полость корпуса заполнена окисью магния. Мощ-
ность нагревателей составляет 10,5; 21 или 25 кВт. Монтируют
нагреватель в скважине с помощью кабель-троса, имеющего
три силовые и три сигнальные жилы. Наружная часть'кабеля
имеет оплетку из стальной оцинкованной проволоки. Глубин-
ные нагреватели с прямыми теплоэлектронагревателями ТЭН
представляют собой цилиндр диаметром 140 мм и длиной
3000 мм. Они состоят из головной части, хвостика, нагреватель-
ных элементов и кожуха.
432

Нагреватели с U-образными ТЭН имеют диаметр 130 мм и
длину 2600 мм, состоят из двух частей — корпуса головки и на-
гревателей с кожухом. В нижней части предусмотрена уста-
новка глубинного термометра.
Для обеспечения работы внутрискважинного нагревателя
на поверхности в непосредственной близости от скважины уста-
навливаются повышающий трансформатор и станция управле-
ния. Последняя обеспечивает контроль режима работы нагре-
вателя, защиту оборудования при коротком замыкании или
обрыве одной из фаз. Трансформатор и станция управления
используются от установок ЦЭН соответствующей мощности.
Оборудование для подогрева транспортируется на автомо-
биле ЗИЛ-157Е с прицепом. На последнем установлены стан-
ция управления и автотрансформатор, а на шасси смонтиро-
вана лебедка для спуска нагревателя в скважину.
§ 5.	Оборудование для поджога пласта
Для добычи нефти с применением внутрипластового горения
необходимо первоначально в призабойной зоне зажигательной
скважины создать условия для возникновения и образования
устойчивого фронта горения. Для этого используют забойные
нагреватели следующих типов: топливные горелки, электриче-
ские нагреватели, химические реагенты.
После образования фронта горения в пласт подают окисли-
тель— воздух, обогащенный кислородом, или же кислород, не-
обходимый для поддержания процесса горения.
Конструкции глубинных горелок предусматривают исполь-
зование жидкого или газообразного топлива. Спускаются они
на забой с помощью труб или троса. Глубинные газовые го-
релки подразделяются на инжекционные, в которых топливо и
окислитель подаются к горелке каждый по своему каналу, сме-
сительные, в которых горючая смесь поступает в горелку
в подготовленном виде по одному каналу, и беспламенные,
в которых горючая смесь подается в готовом виде по одному
каналу и сжигается в керамических насадках специальной кон-
струкции.
Газовоздушный огневой нагреватель состоит из газозабор-
ной камеры с соплом, эжектора и перфорированной трубы, на
верхнем конце которой смонтировано зажигающее устройство.
Нагреватель опускается в колонну НКТ на канате. Газ пода-
ется к нагревателю по колонне НКТ и попадает в него через
отверстия газозаборной камеры. Воздух поступает по кольце-
вому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной.
Из сопла газ поступает в эжектор, где смешивается с возду-
хом. Газовоздушная смесь проходит через перфорированный
хвостовик и поджигается с помощью специального устройства.
Часть потока воздуха — окислитель — направляется вдоль хво-
стовика горелки, где обеспечивает полное сгорание топлива.
15 Заказ № 416
433

Я аппарату
Яковлева
Рис. ХХ.6. Глубинный огневой нагрева-
тель:
1 — устьевое оборудование; 2 — колонна НКТ;
3 — запальное устройство; 4 — конусное гнез-
до; 5 — камера сгорания; 6 — кожух; 7 — экс-
плуатационная колонна; 8— замковая опора;
9 — фильтр
Нагреватель подобной конст-
рукции позволяет повысить тем-
пературу па забое скважины до
260°C в течение суток.
Глубинные нагреватели, эк-
сплуатирующиеся на жидком
топливе, обычно конструируются
в расчете на сжигание нефти,
мазута, дизельного топлива ит.д.
Особенностью конструкций этих
нагревателей (рис. ХХ.6) явля-
ется то, что при использовании
одного ряда труб смесь топлива
и воздуха при определенном дав-
лении подается по одному ка-
налу— колонне НКТ. После по-
ступления в нагреватель топливо
и воздух разделяются в сепара-
торе, а уже потом направляются
в камеру сгорания. Продукты
сгорания отводятся вверх по кольцевому пространству между
колонной НКТ и эксплуатационной колонной.
Наиболее часто для поджога пласта применяются глубин-
ные электрические нагреватели. Их спускают в скважину на
кабель-тросе, питание осуществляют от общей промысловой
сети или специальных дизель-генераторов.
В нагревателях используются спиральные V-образные теп-
ловыделяющие элементы. Конструкция нагревателей описана
в предыдущем параграфе.
Тепловая мощность электронагревателя на забое определя-
ется по формуле Q = Wf]s, где W — мощность, подводимая к ка-
белю на поверхности; т)э — коэффициент полезного действия.
Для однофазного нагревателя
2Як—V
U /
для трехфазного нагревателя
Т]э — щ — V3 Rv.
где — сопротивление жилы кабеля; I — сила потребляемого
тока; U — напряжение потребляемого тока.
434

Тепловая мощность глубинных нагревателей зависит от ис-
пользуемой энергии: у электрических она минимальна — 30—
40-Ю3 кДж/ч, у нагревателей на жидком топливе — 200—800Х
Х103 кДж/ч, на газообразном топливе — до 3000-103 кДж/ч.
Поэтому при выборе типа нагревателя необходимо принимать
во внимание толщину пластов, физико-химические свойства не-
фти. Так например, для поджога мощных пластов, содержащих



Рис. ХХ.7. Обует-
ройство устья зажи-
гательной скважины
для работы электро-
нагревателя:
1 — компрессорная; 2—
воздушный затвор; 3 —
направляющий блок;
4 — сальник; 5 — луб-
рикатор; 6 — электрока-
бельтрос; 7 — станция
управления; 8 — источ-
ник электропитания
нефть с высокой температурой воспламенения, целесообразно
использовать огневые нагреватели.
Для поджога пласта возникает необходимость в монтаже на
устье скважины соответствующего оборудования. При исполь-
зовании огневых нагревателей (например, на газовоздушном
топливе) на устье устанавливают арматуру со штуцером на ко-
лонне НКТ для подачи газа, арматуру со штуцером на обсад-
ной колонне для нагнетания воздуха, лебедку с канатом для
спуска нагревателя и кабель для работы электрозапальника,
источники питания электрозапальника, контрольно-измеритель-
ные приборы.
При использований электронагревателей на устье устанав-
ливаются лубрикатор высокого давления, сальник, контрольно-
измерительные приборы (рис. ХХ.7).
Таким образом, поджог и внутрипластовое горение не тре-
бует реконструкции устьев скважин.
15*

Раздел V
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА
И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
Последним этапом большого объема работ, связанных с добы-
чей нефти, является сбор пластовой жидкости с отдельных
скважин, внутрипромысловая транспортировка и первичная об-
работка.
Поднятая из скважин пластовая жидкость содержит в себе
воду, газ, механические примеси и нефть, помимо этого различ-
ные агрессивные компоненты.
Для отделения посторонних и вредных примесей от товар-
ной нефти предназначен большой комплекс устройств аппара-
тов. Все они располагаются на территории промысла и обеспе-
чивают доведение качества нефти до уровня, позволяющего
транспортировать ее по магистральным трубопроводам, цистер-
нами, танкерами на нефтеперерабатывающие заводы.
Глава XXI
СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА
Организация сбора нефти, газа и воды является одним из не-
отъемлемых компонентов проекта промыслового обустройства.
Система сбора включает в себя комплекс трубопроводов для
транспортирования продукции скважин к технологическим
установкам подготовки нефти, газа и воды.
§ 1.	Факторы, определяющие выбор типа системы сбора
Выбор системы сбора нефти, газа и воды обусловлен особен-
ностями технологической схемы разработки. Его определяет
необходимость:
точного автоматического замера нефти, газа и воды по каж-
дой скважине;
герметизированного сбора нефти, газа и воды и их движе-
ния от скважин до магистрального трубопровода;
изготовление основных узлов системы сбора индустриаль-
ным методом;
обеспечение высоких экономических показателей по капи-
тальным и эксплуатационным затратам;
минимальной металлоемкости оборудования.
На основе этих требований исходя из технологической
схемы разработки используются следующие исходные данные:
предполагаемые объемы добычи, газа и воды по годам до
436

конца разработки нефтяного месторождения; устьевые давле-
ния скважин и перспектива их изменения; структурная карта
месторождения с контурами нефте- и газоносности с располо-
жением скважин; размещение эксплуатационных и нагнета-
тельных скважин с учетом перспективы изменения их числа;
состав пластовой жидкости; климатические и метеорологиче-
ские условия района нефтяного или газового месторождения;
расположение автомобильных, железных дорог; наличие источ-
ников воды, линий электропередачи и т. п.; топографическая
карта местности, на которой расположен промысел.
§ 2.	Основные системы сбора продукции скважин
В настоящее время известно большое число систем сбора не-
фти, газа и воды, которые использовались и продолжают экс-
плуатироваться. Различие в схемах этих систем обусловлено:
уровнем техники в момент создания проекта и его внедрения;
особенностями проекта разработки и обустройства месторож-
дения; реальными возможностями промышленности, обеспечи-
вающей изготовление и поставку оборудования.
К основным характеристикам системы сбора относятся дав-
ление, действующее в ней, и способ транспортирования про-
дукции. По давлению различаются самотечные и высоконапор-
ные системы. По способу транспортирования продукции — раз-
дельная или совместная.
Самотечные системы сбора нефти предусматривают распо-
ложение устройств для замера и сепарации нефти в непосред-
ственной близости от скважин, от которых нефть и вода за счет
разности геодезических отметок самотеком поступают на сбор-
ный пункт. Сборный пункт обслуживает несколько скважин, и
от него вода и нефть насосами перекачиваются к установкам
подготовки нефти. Если газ и нефть с водой транспортируются
по отдельным трубопроводам, то подобный способ называется
раздельным. В самотечных системах сбора обычно используется
раздельная (или двухтрубная) система сбора.
В высоконапорных системах продукция скважин может
транспортироваться на значительные расстояния под устьевым
давлением порядка 6 МПа. При этом на сборные пункты по-
ступает пластовая жидкость от большого числа скважин.
В подобных системах после предварительной обработки
продукции скважин и отделения газа она поступает под собст-
венным давлением на установку подготовки нефти.
Высоконапорные однотрубные системы сбора позволяют:
полностью устранить потери легких фракций нефти, доходя-
щие до 3 % в негерметизированных системах;
снизить металлоемкость системы сбора;
сократить эксплуатационные расходы на обслуживание си-
стемы;
437

автоматизировать основные операции подготовки и контроля
качества пластовой жидкости;
упростить в ряде случаев систему сбора за счет исключе-
ния ряда насосных станций в тех случаях, когда продукцию
скважин можно транспортировать за счет устьевого давления;
упростить очистку трубопроводов от парафина и отложения
солей.
Вместе с тем эти системы имеют ряд недостатков, основ-
ными из которых являются:
снижение точности замеров дебитов отдельных скважин ав-
томатами по сравнению с мерниками;
сокращение периода фонтанирования скважин из-за увели-
чения буферного давления;
необходимость увеличения подачи газа в скважины, эксплу-
атируемые компрессорным способом;
увеличение нагрузки на элементы насосного оборудования,
обусловленное увеличением устьевых давлений.
§ 3.	Самотечная система сбора продукции скважин
Самотечная (или двухтрубная) система сбора продукции сква-
жин использовалась на старых месторождениях. На вновь обу-
страиваемых месторождениях система не строится, но в ряде
мест применяется и в настоящее время, поскольку основная
часть оборудования, обеспечивающего ее функционирование,
работоспособна.
Эта система предусматривает раздельный сбор нефти и
газа. Продукция скважин, обслуживаемых данной системой,
может измеряться с помощью индивидуальных замерно-сепара-
ционных установок (ИЗУ) либо групповых замерно-сепараци-
онных установок (ГЗУ).
Схема самотечной системы (рис. XXI. 1) включает в себя
выкидные линии, соединяющие устья скважин 1, эксплуатиру-
емых насосным способом или фонтаном, с распределительной
батареей, от которых продукция скважин поступает к ГЗУ 10.
Продукция скважин может поступать также и к индивидуаль-
ным замерно-сепарационным установкам 2. В ГЗУ и ИЗУ пла-
стовая жидкость отделяется от газа. От замерно-сепарацион-
ных установок жидкость по трубопроводам 4 поступает на
сборные пункты, оборудованные резервуарным парком 6. Резер-
вуары 6 не герметизированы. Из них нефть и вода центробеж-
ными насосами 7 подается по трубопроводу на установку под-
готовки нефти УПН, откуда на газоперерабатывающий завод
ГПЗ.
Г аз, отделенный от жидкости в ГЗУ или ИЗУ, по отдель-
ному трубопроводу 5 направляется на ГПЗ.
Индивидуальные замерно-сепарационные установки (ИЗУ)
работают следующим образом. По короткому трубопроводу вы-
кидной линии нефть поступает от скважины в трап, где отде-
438

ляется от газа. Из трапа газ под собственным давлением на-
правляется в трубопровод газосборной сети, а жидкость —
в мерник, установленный на высоком основании либо на есте-
ственном возвышении таким образом, чтобы обеспечить пере-
ток жидкости из него на сборный пункт. Подобная конструкция
ИЗУ обеспечивает минимальное противодавление на устье, ко-
торое в основном определяется разностью геодезических отме-
ток устья и уровня жидкости в мернике.
Рис. XXI.1. Схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции сква-
жин:
I—с применением индивидуальных замерно-сепарационных установок (ИЗУ); II —
с применением групповых аамерно-сепарациоиных установок (ГЗУ), 1 — скважины; 2 —
индивидуальные замерные установки ИЗУ; 3 —газопроводы; 4— выкидные самотечные
линии; 5 — сборный газопровод; 6 — участковый негерметизированный резервуар; 7 —
сырьевой насос; 8 — сборный коллектор; 9 — сырьевой резервуар; 10 — групповая замер-
ная установка
Трап и мерник обвязаны трубопроводами и имеют не-
сколько задвижек, регулятор давления, заглушки и другое
оборудование для эксплуатации и ремонтно-профилактических
работ.
. Групповые замерно-сепарационные установки (рис. XXI.2)
работают следующим образом. Пластовая жидкость по относи-
тельно длинным (до 2 км) выкидным линиям поступает в рас-
пределительную батарею 8, представляющую собой ряд задви-
жек для отключения скважин, направления их продукции че-
рез специальные коллекторы в трап первой ступени, замерный
трап, подключения к заглушке и т. п.
439

Из распределительной батареи Пластовая жидкость направ-
ляется в трап первой ступени 10, где от нее отделяется газ, и
перепускается в трап второй ступени 2. Газ, выделяющийся
в трапе 10, пройдя через регулятор давления, направляется
в газосборную сеть, а газ из трапа 2 обычно используется для
технологических нужд в непосредственной близости от ГЗУ
или сжигается в факеле.
Из трапа нефть с водой направляется в мерник 4 и посту-
пает в самотечный сборный коллектор 3, по которому подается
Рис. XXL2. Групповая замерно-сепарационная установка:
1 — вентиль; 2 — трап второй ступени; 3 — самотечный коллектор; 4 — мерник; 5 — ре-
гулятор уровня; 6 — замерный трап; 7 — распределительная батарея; 8 — внешние ли-
нии от скважин;’ 9— замерная диафрагма; 10 — трап первой ступени
в негерметизированные резервуары сборного пункта. Из резер-
вуаров жидкость перекачивается центробежным насосом на
установку подготовки нефти УПН.
Дебит отдельных скважин замеряется в мернике 6, а коли-
чество газа — расходомером, состоящим из диафрагмы 9 и са-
мопишущего прибора.
Общим для всех самотечных систем сбора является следу-
ющее.
Противодавление на устье скважины при работе системы
минимально и практически не оказывает влияния на работу
внутрискважинного оборудования.
Мерники замерно-сепарационных установок располагаются
таким образом, чтобы обеспечить достаточный гидростатиче-
ский напор для перетока жидкости к СП. Трасса трубопровода
должна быть проложена с учетом этого требования.
440

Точность замера дебитов отдельных скважин достаточно вы-
сока, так как обусловлена измерением объема жидкости, нако-
пившейся в мернике за определенный интервал времени. Она
мало зависит от дебита скважины.
Достаточно глубокая сепарация газа, исключающая образо-
вание в нефтепроводах газовых «мешков».
Повышенная пропускная способность трубопроводов для
обеспечения перекачки продукции при увеличении дебитов от-
дельных скважин и при увеличении вязкости жидкости при се-
зонных изменениях температуры.
Рис. XXI.3. Высоконапорная система сбора продукции скважин иа больших
месторождениях:
/ — выкидные линии от скважин; 2—групповая замерная установка (ГЗУ); 3—сборные
коллекторы; 4 — дожимная насосная станция (ДНС); 5 — сборный коллектор нефти;
6— сборный коллектор газа; 7 — сепаратор-делитель; 8— установка подготовки нефти
(УПН); 9— установка подготовки воды (УПВ); 10 — водопровод для сточной воды; 11—
трубопровод товарной нефти; 12 — компрессорная станция (КС); 13—газоперерабаты-
вающий завод (ГПЗ); 14 — герметизированные резервуары товарной нефти; 15 — под-
порный иасос; 16—автоматизированная установка сдачи товарной нефти; 17 — трубо-
провод возврата нефти на УПН; 18 — насосная станция; 19 — магистральный нефтепро-
вод к нефтеперерабатывающему заводу; 20 — насос подачи воды иа КНС
Частая очистка трубопроводов от парафина, солей и меха-
нических примесей, отложение которых на стенках трубопро-
вода достаточно интенсивно из-за низкой скорости течения
жидкости.
Потери легких фракций нефти и газа достигают 3 %, они
происходят в негерметизированных мерниках и резервуарах.
§ 4.	Высоконапорные системы сбора
Все вновь вступающие в разработку месторождения обустраи-
ваются с применением высоконапорных систем сбора. Их ос-
новные преимущества и недостатки были перечислены в § 2.
Существует несколько основных схем, отличающихся друг
от друга числом обслуживаемых скважин и перечнем выполня-
емых операций.
Для сбора продукции большого числа скважин использу-
ется схема (рис. XXI.3). Она включает в себя выкидные линии
441

от скважин, ГЗУ, сборные коллекторы, дожимные насосные
станции ДНС, сборные коллекторы нефти и газа, сепараторы-
УПВ, компрессор- .
УПН, установки подготовки воды
делители,
ные станции КС, газоперерабатывающий завод ГПЗ, гермети-
зированные резервуары, автоматические установки сдачи то-
варной нефти и т. д.
Схема сбора работает следующим образом. Продукция
скважин под устьевым давлением 1,0—1,4 МПа по выкидным
линиям поступает в автоматизированные групповые замерные
установки 2 типа «Спутник», которые включают в себя сепара-
тор, отделяющий газ от жидкости и измеряющий их расход от
каждой скважины в отдельности. Каждая ГЗУ обслуживает
до 14 скважин, продукция которых смешивается и транспорти-
руется по коллектору 3 до ДНС 4. Там происходит разделение
газа и жидкости, и далее — до газоперерабатывающего завода
13 и сепаратора-делителя 7 они транспортируются по разным
трубопроводам.
Сепаратор-делитель 7 служит для обеспечения равномерной
подачи нефтяной эмульсии в сепараторы-подогреватели, распо-
ложенные на установке подготовки нефти УПН 8. На этой ус-
тановке отделяется вода и обессоливается нефть, после чего
она поступает в установку сдачи товарной нефти 16. Пластовая
жидкость направляется в УПВ 9.
Установка сдачи товарной нефти контролирует содержание
воды и солей в продукции и при увеличении их выше нормы
направляет некондиционный продукт по трубопроводу 17 в се-
паратор-делитель 7, откуда он поступает в УПН и доводится
там до нормы.
Предварительно вода может отделяться и на ДНС.
На небольших месторождениях может использоваться си-
стема сбора, совмещенная с установкой подготовки нефти.
Обычно она располагается в центре площади, на которой нахо-
дятся обслуживаемые ею скважины. Продукция скважин по-
ступает по выкидным линиям к автоматизированной замерной
установке, от которой направляется в сепаратор первой ступени.
Отделенный в ней газ либо используется для собственных нужд,
либо направляется по трубопроводу к дальним потребителям.
Вода с нефтью и остатками растворенного газа направляется
в сепараторы второй ступени — концевую совмещенную сепара-
ционную установку (КОСУ), где происходит «холодное» разга-
зирование нефти и предварительное отделение пластовой воды.
Отделенный газ направляется к компрессорной станции КС,
а оттуда на ГПЗ.
Из КССУ сырая нефть подается насосом через теплообмен-
ники в сепаратор-делитель, далее в сепаратор-подогреватель,
где обезвоживается и обессоливается. Доведенная до товарной
кондиции нагретая нефть поступает в теплообменники, где на-
гревает сырую нефть. Из теплообменников нефть направляется
в попеременно работающие герметизированные резервуары, от-
442

куда насосом подается в автоматическое устройство по пере-
даче товарной нефти и поступает в насосную внешней пере-
качки.
Газ, отделенный от жидкости в сепараторе-подогревателе,
под собственным давлением поступает на ГПЗ, пластовая
вода — в КССУ и используется для предварительного разру-
шения эмульсии. Часть горячей пластовой воды из сепаратора-
подогревателя может направляться на установку подготовки
воды (УПВ).
§ 5.	Системы сбора продукции скважин на морских промыслах
В зависимости от принятой схемы оборудования морских про-
мыслов меняются как состав оборудования, так и технологи-
ческие операции, выполняемые на промысле.
Рис. XXI.4. Система сбора нефти с подводным устьем:
1, 2, 3, 4 — выкидные линии- 5 — сборный нефтяной коллектор; 6 — стояк; 7 — эксплуа-
тационная платформа; 8— резервуар; 9— манифольдная обвязка
Характерным для морских промыслов является кустовое бу-
рение, в результате чего устья большого числа скважин распо-
лагаются на одной площадке. Это упрощает соединение их ав-
томатизированными замерно-сепарационными установками.
Когда разработка ведется с площадок, соединенных эстака-
дами, трубопроводы прокладываются по ним, а в случае от-
дельного расположения — по дну моря.
При эксплуатации кустов скважин с устьями, расположен-
ными на площадках, соединение их с трубопроводами может
быть выполнено, как и на суше.
Для скважин с подводным устьем схема сбора (рис. XXI.4)
продукции может состоять из пучка трубопроводов от устья
скважин к эксплуатационной платформе, где устанавливается
резервуар с манифольдом для подключения и выключения
443

соответствующих скважин и соединения резервуара с танкером, |
периодически забирающим продукцию скважины.	1
Обработка продукции — обезвоживание, обессоливание, от- 1
деление механических примесей—проводится с помощью обо- 1
рудования, установленного на берегу.	1
Для сбора продукции скважин, расположенных на глубине, 1
не позволяющей сооружать эксплуатационные площадки, раз- 3
работаны подводные станции — спутники с манифольдными ли- ;
ниями, контрольными и управляющими устройствами. В этом J
случае устья скважин могут быть расположены по периметру j
кольцевой опоры станции. Станция-спутник включает в себя ;
гидравлические насосы для подачи в скважины и извлечения
из них инструмента для очистки их от парафина, смены забой-
ных каналов, газлифтных клапанов и гидропоршневого насоса.
Помимо этого станция замеряет дебиты отдельных скважин.
Все эти операции могут выполняться автоматически по ко-
манде с земли либо даваться оператором, доставляемым на _
станцию подводной мини-лодкой и проникающим в ее внутрен-
нюю полость через стыковочный модуль.
Для пожарной безопасности во время проведения работ
внутри станции ее внутренняя полость заполнена азотом или
каким-либо инертным газом под атмосферным давлением.
Поднятая к станции пластовая жидкость после замера де-
бита смешивается с продукцией других скважин, обслуживае-
мых станций, и направляется либо по трубопроводу, проложен-
ному по дну моря, на берег, либо на центральную платформу,
где хранится в подводном резервуаре до прихода танкера.
Глава XXII
ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ
ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
Технологические процессы подготовки нефти и газа выполня-
ются в несколько этапов, к которым относятся: отделение газа
от смеси нефти и пластовой воды; измерение объема продук-
ции скважин; внутрипромысловая транспортировка пластовой
жидкости и газа; обессоливание и обезвоживание нефти; хране-
ние нефти; подготовка газа к транспортировке; подготовка пла-
стовой воды.
Ниже рассмотрены примеры конструкций устройств и аппа-
ратов для перечисленных операций.
§ 1. Оборудование для отделения жидкости от газа
Для отделения пластовой жидкости от газа или газа от кон-
денсата служат сепараторы.
Отделение различных фаз продукции скважин является од-
ним из первых этапов ее обработки.
444

Рис. XXII.L Устройство вертикаль-
ного сепаратора:
1 — ввод Продукции скважин; 2 — разда-
точный коллектор; 3 — регулятор уровня;
4 — каплеуловительная насадка; 5 — пре-
дохранительный клапан; 6 — наклонные
плоскости; 7 —датчик регулятора уровня
поплавкового типа; 8 — исполнительный
механизм; 9 — патрубок; 10 — предохрани-
тельный клапан; 11 — водомерное стекло;
12 — край; 13 — дренажная трубка
Сепараторы состоят из че-
тырех секций: основной для
выделения наибольшей доли
газа; осадительной секции для
выделения пузырьков газа, вы-
шедших из основной секции;
секции сбора нефти для сбора
нефти перед ее выводом из се-
паратора и каплеуловительной
секции для улавливания ка-
пель жидкости, уносимых га-
зом из сепаратора.
Эффективность работы се-
паратора определяется содер-
жанием газа в жидкости, вы-
ходящей из сепаратора, и со-
держанием жидкости в газе,
отводимом в трубопровод для
сбора газа. Чем меньше эти
показатели, тем лучше рабо-
тает сепаратор.
По принципу работы, осно-
ванному на силе, которая обус-
ловливает деление фаз, сепа-
раторы можно разделить на
гравитационные, центробеж-
ные и химические.
В основе работы каплеуловительных секций лежит измене-
ние скорости или направления потока, использование центро-
бежной силы, столкновение потока газа с различными перего-
родками, набивками и т. п.
На промыслах используются горизонтальные и вертикаль-
ные конструкции корпусов сепараторов. Рассмотрим наиболее
характерные конструкции.
В вертикальном сепараторе (рис. XXII.1) фазы де-
лятся за счет сил гравитации. Нефтегазовая смесь попадает
в основную секцию I по патрубку 1 к раздаточному коллектору
2, снабженному по образующей цилиндра щелью. Вытекающая
из щели плоской струей смесь попадает на ряд наклонных пло-
445

скостей 6. Стекая по ним, жидкость дегазируется — пузырьки
газа поднимаются через тонкий слой жидкости.
В верхней части сепаратора располагается каплеуловитель-
ная секция IV, состоящая из насадок 4, имеющих форму жа-
люзи. Поток газа, проходя по каналам, образованным деталями
4, непрерывно меняет свое направление, в силу чего капли
жидкости, обладающие большей инерцией, ударяются о жа-
люзи и стекают в поддон, а оттуда по дренажной трубке 13
в секцию сбора нефти III. Секция сбора нефти в рассматривае-
мой конструкции объединена с осадительной секцией //, и в ней
Рис. XXII.2. Горизонтальный трехфазный сепаратор:
/ — ввод разделяемой смеси; 2—регулятор давления; 3 — сепарационный отсек; 4, 5—
отвод газа; 6 — сборник нефти; 7 — верхний патрубок; 8 — датчик регулятора уровня
поплавкового типа; 9 — исполнительный механизм; 10— сборник воды; 11 — распредели-
тель эмульсии; 12 — каплеобразователь
происходит выделение пузырьков газа, не успевшего выде-
литься на наклонных плоскостях.
В нижней части корпуса сепаратора установлен регулятор
уровня 7, 8, обеспечивающий постоянную высоту слоя жидкости
и не допускающий, таким образом, прорыва газа в линию
сброса нефти.
Для удаления отстоя, состоящего из песка, окалины и т. п.,
осаждающегося внизу корпуса, имеется трубопровод 9.
Сепараторы могут, разделять продукцию скважин сразу на
три компонента — газ, воду и нефть.
Подобная установка (рис. XXII.2) представляет собой гори-
зонтально расположенный цилиндрический корпус, состоящий
из двух отсеков: сепарационного и отстойного. Смесь, попадая
в отсек 3, разделяется на газ и жидкость. Отсепарированный
газ подается на ГПЗ, а жидкость через каплеобразователь 12
перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и
остатков газа.
446

Рис. ХХП.З. Циклонный сепаратор для
природного газа:
/ — корпус-кожух сепаратора; 2— сливная
трубка; 3 — корпус циклона; 4 — вывод газа
из циклона; 5, 6 -— тангенциальные вводы
газожидкостной смеси; 7 — перегородка; 8 —
сливиая трубка
Газ отводится из внутренней
полости отстойного отсека по
газоотводящему коллектору 5 и
через регулятор давления 2 в
трубопровод.
Нефть и вода отводятся по
дренажным трубопроводам.
Для изменения уровня раз-
дела воды и нефти в сепараторе
предназначен регулятор уровня 8
и 9, управляющий исполнитель-
ным механизмом 9 для сброса
воды.
Общим недостатком всех гравитационных сепараторов яв-
ляется низкая производительность аппарата. Это обусловлено
низкой скоростью выделения пузырьков газа, а значит, и ма-
лой скоростью течения тонких слоев разделяемой жидкости.
Использование центробежных сил в гидроциклонных и цик-
лонных сепараторахtпозволяет уменьшить их габариты и уве-
личить производительность. Простейшие циклонные сепараторы
представляют собой полый цилиндр, в нижней части которого
приварен патрубок, обеспечивающий тангенциальный вход га-
зожидкостной смеси. Разделяемая смесь получает в корпусе се-
паратора вращательное движение, газ отделяется от жидкости
в объеме, располагающемся у оси цилиндра, а дегазированная
жидкость —у периферии.
В циклонном сепараторе (рис. ХХП.З) применяются
две стадии разделения: газожидкостная смесь вводится через
тангенциально расположенный патрубок бив кожухе сепара-
тора происходит отделение газа от жидкости. Жидкость скап-
ливается над перегородкой 7, а газ с капельками жидкости
попадает по тангенциальному патрубку 5 в кожух циклона 3,
в котором происходит окончательное отделение фаз. Очищен-
ный газ по трубе 4 выходит из циклона и попадает в верхнюю
часть сепаратора — каплеуловительную секцию, где за счет
резкого уменьшения скорости потока оставшиеся капли осе-
дают и по сливной трубке 2 стекают в секцию сбора конденсата.
Сепараторы рассчитываются исходя из требуемой пропуск-
ной способности по газу и жидкости, определяются основные
размеры поперечных секций. Расчет на прочность позволяет
определить толщины стенок отдельных элементов сепаратора.
447

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу
Разделение фаз в сепараторе возможно, если скорость движе-
ния газового потока будет меньше скорости падения жидких
и твердых частиц и соотношение их величин будет
u,= l,2t)r.	(XXII.1)
Скорость движения газа в вертикальном сепараторе опреде-
ляется как
ут
сг = 5,8-Ю-3-z,	(XXII.2)
D2p
где V — дебит газа при нормальных условиях; D — внутренний
диаметр сепаратора; р — давление в сепараторе; Т — абсолют-
ная температура в сепараторе; z—коэффициент, учитывающий
отклонение свойств реальных газов, находящихся в сепараторе.
Скорость осаждения капель жидкости или твердых частиц,
имеющих форму шара, можно определить по формуле Стокса
аа(Рн —Pr)g	(ххп.з)
18р.г
где d — диаметр частицы; рн, рг — плотности нефти и газа в ус-
ловиях сепаратора; g— ускорение свободного падения; у,г —
абсолютная вязкость газа в условиях сепаратора.
Подставив (XXII.2) и (ХХП.З) в (XXII.1) и преобразовав,
получим
V = 84 ^Р^СРн —Рг) .	(XXII.4)
гТ vrpr
Расчет вертикального гравитационного сепаратора
по жидкости
Расчет сводится к определению его размеров, при которых ско-
рость подъема пузырьков газа должна быть меньше вертикаль-
ной составляющей скорости течения жидкости. Сопоставляя их,
по аналогичной методике получим
Q = 36964 (Рж ~ Рг) ,	(XXII.5)
р.»
где Q — пропускная способность сепаратора по жидкости.
Расчет циклонного сепаратора
Осаждение частиц массой m в циклонном сепараторе происхо-
дит под действием трех сил:
центробежной
(XXII.6)
6 г
448

выталкивающей силы, направленной к оси циклона,
Т = —р	(XXII.7)
gr 6
силы сопротивления, определяемой исходя из закона Стокса:
R = 3npdte>,	(XXII.8)
где p4j р — плотность материала частицы и окружающей
среды; v — тангенциальная скорость частицы; ц — вязкость окру-
жающей частицу среды; г — расстояние частицы от центра;
w — скорость осаждения частиц.
Установившееся движение частицы будет происходить при
равенстве
F-T = R.	(XXII.9)
Подставив в него выражения (ХХП.6) — (XXII.8) и преобра-
зовав, получим скорость осаждения частиц в поле центробеж-
ных сил:
ю = ^j(p±-p)t^_	(XXII.10)
18рдг
Сопоставление полученной скорости осаждения со скоростью
осаждения в поле гравитационных сил показывает, что она бу-
дет в v2lgr раз больше, что и объясняет высокую эффективность
циклонных сепараторов.
§ 2. Средства измерения объема продукции скважин
Для регулирования разработки месторождения, контроля за
работой системы «пласт — скважина — внутрискважинное обо-
рудование» необходимо измерение количества продукции сква-
жины в единицу времени.
Продукция скважин при самотечной системе может быть
измерена за счет измерения уровня жидкости в замерном трапе
или мернике. Изменение уровня жидкости определяется с по-
мощью рейки с делениями или водомерных стекол.
Суточный дебит (м3/сут) может быть определен по формуле
Q — 11,3 hxP2--,	(XXII.il)
где D — внутренний диаметр мерника; h№ — изменение уровня
жидкости за время t.
Расход жидкости может измеряться с помощью расходо-
мера ТОР-1 (рис. XXII.4), который предназначен для работы
на сырой отсепарированной нефти. Он состоит из турбинного
счетчика жидкости и блока индикации для выдачи показаний
на месте и передачи ее на расстояние.
Принцип действия счетчика основан на измерении числа
оборотов крыльчатки, обтекаемой потоком жидкости, расход
449

Рис. XXII.4. Расходомер жидкости
ТОР-1:
/ — входной патрубок корпуса; 2 —
обтекатель; 3 — магнитоин Аукционный
датчик; 4 — отражатель; 5 — понижа-
ющий редуктор; 6 — станина; 7 —
муфта съема показаний; 8 — механи-
ческий счетчик; 9 — диск; 10 — маг-
нитная муфта; 11 — лопатка крыль-
чатки; 12 — крышка; 13 — регистратор
Рис. XXII.5. Принципиальная схе-
ма «Спутника-Б40»:
1 — обратные клапаны; 2 — задвиж-
ки; 3 — переключатель скважии много-
ходовой- 4 — роторный переключатель
скважин; 5 — замерная линия; 6—об-
щая линия; 7 — отсекатели; 8 — кол-
лектор обводненной нефти; 9, 12 —
задвижки (закрыты); 10, 11 — задвиж-
ки (открыты); 13 — гидроциклоиный
сепаратор; 14 — регулятор перепада
давления; 15 — расходомер газа; 16 —
золотники; П — поплавок; 18 — расхо-
домер жидкости; 19 — поршневой кла-
пан; 20 — влагомер; 21 — гидропривод:
22 — электродвигатель; 23 — коллек-
тор безводной нефти; tn — выкидные
линии от скважины
Которой измеряется. Размеры крыльчатки и корпуса подобраны
таким образом, чтобы число оборотов крыльчатки было про-
порционально объему прошедшей жидкости.
Поток жидкости через отверстие во фланце попадает в кор-
п? Г расходомера. В вертикально установленном патрубке рас-
полагается крыльчатка. Жидкость, проходя мимо обтекателя,
450

попадает на лопатки крыльчатки и вращает ее. Пройдя крыль-
чатку, жидкость по коаксиалыю расположенному патрубку на-
правляется вниз и поступает на выход датчика.
Вращение вала крыльчатки через понижающий редуктор
передается к счетному механизму для визуального определения
объема прошедшей через счетчик жидкости. На оси стрелки
счетного механизма установлен диск с двумя постоянными маг-
нитами, которые обеспечивают замыкание контакта при про-
хождении каждых 0,05 м3 жидкости. Электрические сигналы
от контакта передаются по кабелю.
Для измерения расхода газа обычно применяются камер-
ные диафрагмы в сочетании с дифференциальными маномет-
рами. '
Принцип действия основан на измерении перепада давления,
обусловленного установкой на газопроводе замерной диа-
фрагмы или сопла с меньшим проходным сечением, чем у тру-
бопровода. Наибольшее распространение на промыслах имеют
камерные диафрагмы.
Для непрерывного замера расхода газа диафрагмы снаб-
жают пишущими дифференциальными манометрами.
1 Автоматический замер продукции скважин обеспечивается
с "помощью технологических схем «Спутник-A», «Спутник-В»,
«Спутник-Б40». Рассмотрим схему последнего, наиболее совер-
шенного. «Спутник-Б40» обеспечивает автоматическое переклю-
чение скважин на замер и определение их суточного дебита
(рис. XXII.5). Он снабжен автоматическим влагомером, непре-
рывно определяющим содержание воды и нефти, а также ко-
личество отсепарированного газа.
Продукция скважин поступает к «Спутнику» по трубопро-
водам. Жидкость от необводненных скважин направляется че-
рез управляемые вручную клапаны 1, многоходовой переключа-
тель скважин в сборный коллектор 6 и затем в коллектор
безводной нефти 23. Продукция обводненных скважин посту-
пает через клапана 1 по байпасной линии через задвижки 12
в сборный коллектор обводненной нефти 8.
§ 3. Оборудование для транспортирования продукции
скважин
Продукция скважин транспортируется по трубопроводам. Они
различаются:
по характеру перекачиваемой продукции — нефтегазопро-
воды, нефтеводопроводы, нефтепроводы, водопроводы и газо-
проводы;
по напорам — высокого (до 6,4 МПа), среднего (до 1,6 МПа),
низкого (до 0,6 МПа) давлений, т. е. работающие с полным
заполнением сечения и безнапорные, работающие с неполным
заполнением сечения;
по способу прокладки — наземные, подземные, подводные;
«451

по назначению — выкидные линии скважин, сборные коллек-
торы, товарные трубопроводы;
по гидравлической схеме работы — простые, разветвленные,
кольцевые.
При проектировании системы трубопроводов прежде всего
руководствуются расположением скважин и их предполагае-
мыми дебитами. Эта информация берется из проекта разра-
ботки месторождения.
С учетом рельефа местности, исходя из расположения груп-
повых замерных установок, прокладываются трассы трубопро-
водов от скважин к ГЗУ, от ГЗУ к ДНС или к УПН. При про-
кладке трасс трубопроводов стремятся свести к минимуму пло-
щадь отчужденных земель, обеспечить минимум капитальных
затрат, приблизить трубопроводы к проезжим дорогам, обеспе-
чить преодоление минимума естественных и искусственных пре-
пятствий.
Таким образом, проектирование системы трубопроводов ме-
сторождения сводится к решению следующих взаимосвязанных
задач:
выбор рациональных длин и диаметров трубопроводов с уче-
том расходов на их строительство и эксплуатацию;
гидравлический, тепловой и механический расчет трубопро-
водов;
выбор трассы трубопровода с учетом рельефа местности.
Основные этапы расчета трубопроводов
1. Гидравлический расчет трубопровода при движении по ним
однофазной жидкости сводится обычно к определению либо диа-
метра О, ^либо начального давления р, либо пропускной спо-
собности Q.
Потеря давления может быть определена по формуле
I	pc2 I	16Q2
D	2	2g л2Р6
(XXII.12)
где / — длина трубопровода; D — его диаметр; р — плотность
перекачиваемой жидкости; v — средняя скорость течения жид-
кости; Q — расход жидкости; g— ускорение свободного паде-
ния; X — коэффициент гидравлического сопротивления, завися-
щий от числа Рейнольдса и относительной шероховатости.
При ламинарном течении (Re<2300)
=	(XXII.13)
Re
При турбулентном (Re>2300)
,	0,3164
Re0-25 '
(XXII.14)
452

Для определения давления
в трубопроводе с учетом рель-
ефа местности, что необходимо
для расчета его на прочность,
определяют изменение полного
напора по длине трубопро-
вода.
Определение полного на-
пора проводят, совмещая по-
строенные, в одном масшта-
бе рельеф местности и линию
тие. XXII.6. Профиль трубопровода,
совмещенный с линией гидравличе-
ского уклона
гидравлического уклона тру-
бопровода (рис. XXII.6).
Для этого совмещают на-
чальную точку трубопровода
А с осью ординат, на которой
ваемое насосом. Конечная точка // характеризует давление на
откладывают давление, разви-
приеме аппарата или резервуара, куда поступает жидкость.
Величины давлений откладываются в метрах столба перекачи-
ваемой жидкости.
Общий напор Н, который должен развивать насос, опреде-
ляется по формуле
Н — Лвс 4* Лтр 4“ S (Лв — Ли) •
(XXII.15)
где йВс — потери напора во всасывающем трубопроводе; hB —
hH — разность геодезических отметок начала и конца трубо-
провода; йтр—потери напора в трубопроводе, определяемые по
формуле (XXII.12).
Прямая BD (см. рис. XXII.6) характеризует гидравлический
уклон трубопровода. Определение абсолютного давления жид-
кости в трубопроводе сводится к измерению расстояния между
линией гидравлического уклона и ординатой профиля трубопро-
вода. Определив максимальное расстояние между этими лини-
ями (в вертикальном направлении) и умножив его на верти-
кальный масштаб, можно получить значение максимального
абсолютного давления, действующего на трубопровод.
При расчете потери напора в трубопроводе необходимо учи-
тывать местные сопротивления — резкие закругления оси трубы,
отводы, краны, задвижки и т. п. Потерю напора в местном со-
противлении обычно представляют в виде эквивалентной длины,
т. е. такой длины прямого трубопровода, на котором потеря на-
пора равна потере напора, обусловленной данным сопротивле-
нием:
I — D
*экв — ~ и >
X
где g — коэффициент местного сопротивления.
453

Поскольку нефтепроводы очень часто работают с неполным
заполнением поперечного сечения трубы, т. е. часть его занята
газом, то трубопровод должен рассчитываться с учетом этого.
В зависимости от количества газа в смеси структура газо-
жидкостного потока может представлять собой: поток с мел-
кими пузырьками газа в верхней части площади поперечного
сечения; поток с крупными пузырьками, отделенными друг от
друга тонкими перемычками жидкости; поток, разделенный на
две фазы — сверху газ, внизу жидкость (в потоке этого типа
на поверхности жидкости могут быть небольшие волны); поток
с периодически чередующимися участками жидкости и газа
(газовыми пробками); поток эмульсии; пленочный поток, когда
центральную часть поперечного сечения занимает газ, а по пе-
риферии движется кольцевой поток жидкости.
Для определения потерь давления Ар на длине I трубопро-
вода, работающего с неполным заполнением поперечного сече-
ния жидкостью, можно использовать формулу
- £Мрр	(ХХП.16)
и 2 1 1
где Лв, йи— высоты отдельных восходящих и нисходящих
участков трубопровода; Хсм — коэффициент гидравлического со-
противления смеси; p-f, pj, — истинная плотность смеси на вос-
ходящих и нисходящих участках трубопровода, определенные
с учетом истинного газосодержания,
Pt = РжО — *₽f) + *PfPr
Р| = Рж(,-‘Р1) + ч>|Рг-
в свою очередь,
<pt = —₽—
f 1 - 1/«см
4,1 i + 1/осм ’
(XXII.17)
(XXII.18)
где р — расходное газосодержание двухфазного потока, опре-
деляемое по формуле
Уг + УЖ ’
(XXII.19)
К, Уж— объемный расход газа и жидкости при средних давле-
ниях и температурах в трубопроводе; осм — средняя скорость
газожидкостной смеси,
У г + Уж
Сем - —~
(XXII.20)
454

В ряде нефтедобывающих районов, например п-ва Мангыш-
лак, приходится перекачивать продукцию скважин, содержа-
щую компоненты (например, парафин), приводящие к застыва-
нию жидкости при температурах порядка 20 °C. Для обеспече-
ния их перекачки по трубопроводу, т. е. для поддержания их
вязкости на требуемом уровне, продукцию скважин приходится
периодически подогревать.
Расчет трубопровода, в котором плотность и вязкость жид-
кости переменны по длине — задача более сложная, чем рас-
смотренные. При расчете подобных трубопроводов необходимо
учитывать также сезонное и суточное изменение температуры
воздуха, возможность аварии нагревателя смеси, остановку тру-
бопровода при подземном ремонте скважин и т. п.
Все эти факторы трудно поддаются учету при разработке
проекта обустройства, в силу чего проектирование ведется
с принятием значительных запасов по производительности
трубопровода и по прочности его труб.
При перекачивании нагретой жидкости по трубопроводу ее
температура вследствие теплообмена с окружающей средой из-
меняется в соответствии с зависимостью
= е-Щ ,	(XXI.21)
tn - to
где ta, tv — начальная и конечная температуры жидкости, t0 —
температура окружающей трубопровод среды, е — основание
натуральных логарифмов, I — длина трубопровода, а — критерий
Шухова,
а = nDk^	(XX 1.22)
Gp»C
где D — наружный диаметр трубы, К — полный коэффициент
теплопередачи от жидкости в окружающую среду, G — объем-
ный расход жидкости, рж — плотность пластовой жидкости,
С — теплоемкость жидкости.
С уменьшением температуры жидкости вязкость ее увели-
чивается и в общем случае, в одном трубопроводе могут су-
ществовать два режима течения: турбулентный — в начале, ла-
минарный— в конце. Длину первого участка определяют по
формуле
/т =	in	,	(XX 1.23)
itDk	txp — t о
где /Кр— температура, соответствующая изменению режима те-
чения от турбулентного к ламинарному.
Таким образом, расчет трубопровода при неизотермическом
движении жидкостей должен учитывать изменение ее физичес-
ких свойств в процессе перекачивания.
455

Особенности эксплуатации промысловых трубопроводов
Продукция скважин, перекачиваемая по трубопроводам в пре-
делах территории месторождения, содержит в себе твердые ча-
стицы, продукты коррозии, парафин.
При течении по трубопроводу твердые частицы оседают, па-
рафин откладывается на стенках труб, уменьшая проходное се-
чение.
Уменьшению интенсивности отложения парафина способст-
вуют:
высоконапорная системы сбора продукции, при которой
уменьшается разгазирование нефти, а следовательно, и меньше
падает температура жидкости;
применение паропередвижных установок, пар которых на-
правляют в трубопровод;
покрытия лаком, эпоксидной смолой, остеклование труб;
применение ПАВ для разрушения эмульсии «вода — нефть»;
теплоизоляция трубопроводов;
применение резиновых шаров, периодически вводимых
в трубопроводы и снимающих слой налипшего парафина.
§ 4. Оборудование для обессоливания и обезвоживания
нефти
Обезвоживание нефти — это не только удаление пластовой
воды, отделившейся от нефти, но и разрушение водонефтяных
эмульсий. Водонефтяные эмульсии весьма стойки, и для их раз-
рушения требуются затраты времени и энергии.
Применяются следующие методы разрушения эмульсий;
гравитационное холодное разделение; центрифугирование;
фильтрация; термохимическое воздействие и воздействие
электрическим полем.
В установках для обработки пластовой жидкости эти ме-
тоды используются и по отдельности, и в различных сочета-
ниях. Рассмотрим основные методы разрушения эмульсий и ис-
пользуемое для этого оборудование.
Гравитационное холодное разделение — наибо-
лее старый метод, применяется при высоком содержании воды
в пластовой жидкости с использованием земляных амбаров,
сырьевых резервуаров. Для ускорения разрушения эмульсий
в смесь добавляются ПАВ.
Разделение в поле центробежных сил произво-
дится в центрифугах, которые представляют собой вращаю-
щийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому
валу подается эмульсия, где она под действием сил инерции
разделяется, так как капли воды в жидкости имеют различные
плотности. Разделенные нефть и вода отводятся из центрифуги
по трубопроводам.
456

Фильтрация применяется для разрушения нестойких
эмульсий. В качестве материала фильтров могут быть исполь-
зованы вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые
нефтью, т. е. обладающие эффектом селективного смачивания.
Конструкция фильтров представляет собой цилиндрический
вертикально установленный сосуд, в средней части которой рас-
полагается фильтр. Нефтяная эмульсия подается в нижнюю
часть колонны, проходящей через фультр нефть отводится сверху,
а вода сбрасывается снизу колонны.
Термохимическое воздействие используется для
обработки более чем 80 % всей добываемой нефти. Установки
для обработки нефти подразделяются на работающие под дав-
лением и без давления. Наиболее эффективными являются пер-
вые, и на вновь вводимых площадях используются только они.
В настоящее время широкое распространение получили блоч-
ные термохимические установки, в которых проводятся обезво-
живание, обессоливание и сепарация нефти и газа.
Воздействие электрическим полем позволяет эффективно
разрушать водонефтяные эмульсии. Интенсификация отделения
воды от нефти в электрическом поле обусловлена нарушением
отдельными каплями однородности поля, при этом капли воды
поляризуются и начинают укрупняться за счет взаимного их
притяжения. В результате происходят коалесценция капель
воды и быстрое их отделение от нефти.
Наиболее эффективным является применение переменного
тока, в поле которого капли воды начинают двигаться син-
хронно основному полю. При этом их форма постоянно изме-
няется, количество взаимных столкновений увеличивается и ко-
алесценция интенсифицируется.
Электродегидратор представляет собой цилиндрический кор-
пус, в котором расположены электроды в форме прямоугольных
рам.
Эмульсия подается в аппарат через раздаточный коллектор,
обеспечивающий ее равномерное распределение по площади
горизонтального сечения, и поднимается вверх через слой от-
деленной воды. При этом часть воды из эмульсии выделяется,
а оставшаяся смесь попадает в зону расположения электродов,
где действует электрическое поле. Отделенная нефть поднима-
ется в верхнюю часть корпуса, а вода опускается вниз.
Электродегидраторы снабжаются регуляторами уровня,
обеспечивающими необходимое положение уровней раздела
воды и эмульсии, эмульсии и нефти.
Применение ПАВ для обработки нефтяных эмульсий поз-
воляет не только интенсифицировать процесс их разрушения
(например, при гравитационном холодном разделении), но и
предотвратить образование эмульсий. Для этого ПАВ подаются
непосредственно в скважину, в кольцевое пространство между
НКТ и эксплуатационной колонной. Смешиваясь с пластовой
жидкостью, ПАВ вытесняет с поверхностного слоя капель воды
457

природные эмульгирующие вещества, образуя гидрофильный
адсорбционный слой, способствующий слиянию капель воды при
их столкновении. Этот процесс коалесценции капель происхо-
дит в колонне НКТ и в трубопроводах при перекачивании по
территории промысла, что резко упрощает процесс подготовки
нефти.
При применении ПАВ — деэмульгаторов их расход состав-
ляет порядка 20-Z-30 г на тонну жидкости.
§ 5. Оборудование для хранения нефти
Для хранения продукции скважин в течение непродолжитель-
ного времени с целью накопления, учета или проведения каких-
либо технологических процессов используются резервуары.
По конструкции резервуары делятся на металлические и бе-
тонные, наземные, полузаглубленные и заглубленные. Вмести-
мость резервуаров изменяется в пределах от 100 до 10 000 м3.
Резервуар представляет собой цилиндрическую оболочку,
сваренную из листов стали. Для приема, хранения и отпуска
продукции он оборудован специальной аппаратурой, которая
позволяет наполнить и опорожнить резервуар; замерить уровень
жидкости; отобрать пробы жидкости; зачистить и отремонтиро-
вать резервуары; отстояться нефти и удалить воду.
На резервуаре предусмотрены люк-лаз для проникновения
людей в резервуар при его очистке или ремонте; замерный люк
для измерения уровня нефти и отстоявшейся воды. Через этот
же люк отбирают пробы; световой люк для освещения и про-
ветривания резервуара перед зачисткой или ремонтом; приемно-
раздаточные патрубки для присоединения приемных и разда-
точных трубопроводов.яПриемный патрубок снабжается обрат-
ным клапаном (хлопушкой), который может быть открыт или
закрыт с помощью лебедки.^ Для выравнивания давления по
обе стороны от хлопушки имеется перепускное устройство; подъ-
емная труба для отбора нефти с требуемого уровня; дыхатель-
ный клапан для сообщения внутреннего пространства резерву-
ара с атмосферой при увеличении или уменьшении давления
во внутренней полости выше или ниже определенного уровня.
/’ При хранении нефти в резервуаре легкие фракции ее испа-
ряются и через дыхательные клапаны резервуара уходят в ат-
мосферу. ^«Дыхание» резервуаров обусловлено как суточными из-
менениями температуры, так и изменением объема, занимае-
мого парами, при опорожнении и наполнении резервуара.
Для снижения потерь нефти в результате «дыхания» исполь-
зуют следующие методы: уменьшают и предотвращают испаре-
ние нефти в резервуаре, а также собирают продукты испарения.
Наиболее эффективным средством является сведение до ми-
нимума газового пространства в резервуаре и обеспечение по-
стоянства его объема независимо от степени наполнения ре-
зервуара. Для достижения этого условия используют плаваю-
458

щие крыши. Для герметизации зазора между крышей и стен-
ками резервуара применяют различного рода уплотнения, гофры
и т. д. Особенно эффективны резервуары с плавающей крышей
при частом наполнении — опорожнении.
Помимо плавающих крыш, которые относительно дороги,
для уменьшения «дыхания» резервуары окрашивают в светлый
цвет, что уменьшает их нагрев солнечными лучами.
В резервуарных парках с большим числом резервуаров ис-
пользуется газоуравнительная система. Принцип ее работы за-
ключается в том, что газовые пространства всех резервуаров
соединяются трубопроводом с резервуаром-компенсатором,
в качестве которого обычно используется резервуар с плаваю-
щей крышей.
Все перечисленные меры позволяют значительно уменьшить
потери легких фракций нефти при ее храненииП

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Адонин А. Н. Добыча нефти штанговыми насосами. М., Недра, 1979.
2.	Бухаленко Е. И., Абдулаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт
нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974.
3.	Вирновский А. С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти.
Избранные труды. М., Недра, 1974.
4.	Круман Б. Б. Глубиннонасосные штанги. М., Недра, 1977.
5.	Круман Б. Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами,
М., Недра, 1980.
6.	Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1979.
7.	Молчанов А. Г. Гидропроводные штанговые скважинные насосные уста-
новки. М., Недра, 1982.
8.	Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением/Ю. В. Зай-
цев, А. А. Данилянц, А. В. Круткин и др. М„ Недра, 1982.
9.	Пирвирдян А. М. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации, М.,
Недра, 1965.
10.	Справочное, руководство по газлифтной эксплуатации скважин/Ю. В. Зай-
цев, Р. А. Максутов, О. В. Чубанов и др. М., Недра, 1984.
11.	Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под редакцией
Е. И. Бухалеико, М., Недра, 1983.
12.	Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией Ш. К. Гиматудинова,
М., Недра, 1974.
13.	Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией Ш. К. Гима-
тудинова. М., Недра, 1983.
14.	Шульга В. Г., Бухаленко Е. И. Устьевое оборудование нефтяных и газо-
вых скважин. М., Недра, 1978.

ОГЛАВЛЕНИЕ
Раздел I
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ СКВАЖИНА. КОМПЛЕКС МАШИН И ОБО-
РУДОВАНИЯ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА.................................3
Глава I. Функциональная схема, классификация и состав оборудования
для добычи нефти и газа...........................................3
§ 1.	Развитие, современное состояние и взаимосвязь технологии и обо-
рудования для добычи нефти и газа...............................  3
§ 2.	Функциональная схема комплекса машин и оборудования для до-
бычи нефти и газа.................................................7
§ 3.	Классификация и состав машин, оборудования, сооружений и ин-
струмента для добычи нефти и газа................................ 9
Глава П. Оборудование эксплуатационной скважины..................20
§ 1.	Эксплуатационная скважина . . :............................20
§ 2.	Оборудование устья эксплуатационной скважины...............24
§ 3.	Оборудование стволовой и фильтровой частей скважины .... 29
§ 4.	Оборудование скважины для предупреждения открытого фонтаниро-
вания .......................................................... 33
Глава III. Прискважинные сооружения .	;.........................53
§ 1.	Прискважинные сооружения и транспортные коммуникации на суше,
заболоченных территориях и мелководных	акваториях................54
§ 2.	Прискважинные сооружения для разработки месторождений на глу-
боководном шельфе................................................55
Раздел II
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН...........................62
Глава IV. Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газ-
лифтным способами .... .........................................63
§ 1. Схемы оборудования для эксплуатации скважин фонтанным и газ-
лифтным способами...............................................63
•§ 2. Насосно-компрессорные трубы для фонтанного и газлифтного подъ-
емников ......................................................  -	66
§ 3.	Фонтанная арматура и манифольд.............................76
§ 4.	Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и ма-
нифольда .......................................................91
§ 5.	Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом . .100
Глава V. Оборудование для эксплуатации скважин иасосами с механи-
ческим приводом.................................................ЮЗ
§ 1.	Штанговые скважинные насосные установки и их основные элементы 104
§ 2.	Приводы штангового скважинного	насоса.....................107
Штанговые скважинные насосы...............................112
^>^4. Насосные штанги и трубы....................................119
§ 5.	Оборудование устья насосных скважин.......................134
461

Глава VI. Механический привод штанговых скважинных насосных уста-
новок	....................................................136
§ 1.	Типы механических приводов................................   .	1361
§ 2.	Кинематика балансирного станка-качалки........................1^2 0
§ 3.	Усилия, действующие в точке подвеса штанг станка-качалки . 154 м
§ 4.	Усилия, действующие в элементах станка-качалки................165 И
§ 5.	Уравновешивание балансирных станков-качалок...................170 Ч
§ 6.	Мощность привода балансирного станка-качалки..................175 р
§ 7.	Проектирование балансирного станка-качалки....................179 й
§ 8.	Кинематика и динамика длинноходовых безбалансирных приводов 184й
Глава VII. Штанговые насосные установки с гидроприводом ..... 187
§ 1.	Основные схемы гидроприводных установок.........................1871
§ 2.	Кинематика движения точки подвеса штанг.......................198 ‘1
§ 3.	Особенности динамики гидроприводных установок .	. . 208 |
§ 4.	Уравновешивание установок с гидроприводом .	.........210 Я
§ 5.	Мощность приводного двигателя установок.......................217 Я
§ 6.	Расчет и конструирование гидроприводных установок ....	. 220 а
Глава VIII. Бесштанговые гидропоршневые насосные установки . . . 226 Я
§ 1.	Основные схемы гидропоршневых насосных установок............ 227 -Я
§ 2.	Кинематика и динамика ГПНА.................................. 237-Я
§ 3.	Расчет и конструирование насосных агрегатов................. 240 Я
§ 4.	Область применения ГПНА..................................... 242 Я
Глава IX. Бесштанговые центробежные и винтовые электронасосные уста- 3
новки............................................................ 244 Я
’ § 1.	Установка скважинного центробежного	электронасоса........... 246-Я
§ 2.	Расчет основных узлов и деталей насоса ..................... 252	Я
§ 3.	Методика выбора насосной установки.......................... 254	Я
§ 4.	Винтовые электронасосы .....................................261	Я
Глава X. Установки для эксплуатации нескольких горизонтов одной сква- Л
жиной............................................................ 263 'Я
§ 1.	Классификация способов одновременной раздельной эксплуатации . 264 Я
§ 2.	Схемы оборудования для одновременной раздельной эксплуатации 266 Я
§ 3.	Схемы оборудования для одновременной раздельной закачки воды 274 1
§ 4.	Оборудование для раздельной эксплуатации скважин н его расчет . 276 ц
Раздел III	1
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА И ОСВОЕНИЯ .4
СКВАЖИН...................................................... . . 282 j
Глава XI. Структура подземного ремонта и освоения скважин. Класси- s
фикация применяемого оборудования ............................... 284
§ 1.	Пооперационная структура процессов ремонта и освоения скважин 284
§ 2.	Классификация оборудования для текущего и капитального ремон-
тов и освоения скважин...........................................290
Глава XII. Спуско-подъемные операции при текущем и капитальном ре- >
монтах и освоении скважин........................................ 292 :
§ 1.	Технология спуско-подъемных операций . . . •................294
§ 2.	Скорости подъема и спуска колонн труб и штанг .	.........299
§ 3.	Трудоемкость спуско-подъемных операций .....................306
462

Глава XIII. Инструмент для спуско-подъемных операций	. . . 309
§ 1.	Элеваторы и штропы .	...	• 309
§ 2.	Спайдеры	....	• 320
§ 3.	Ключи.......................................................323
Глава XIV. Средства механизации спуско-подъемных операций . . . 328
§ 1.	Технология механизации спуско-подъемных операций ...........328
§ 2.	Механические трубные и штанговые ключи	.........332
§ 3.	Механические и автоматические спайдеры	.... 338
§ 4.	Комбинированные средства механизации	............... 341
✓*
Глава XV. Подъемники для спуско-подъемных операций при текущем,
капитальном ремонтах и освоении скважин	345
§ 1.	Основные схемы подъемника и его специализация...............345
§ 2.	Условия эксплуатации и главные требования, предъявляемые к подъ-
емникам .........................................................347
§ 3.	Основные узлы	подъемников..................................349
Глава XVI. Агрегаты для текущего ремонта скважин и внутрискважин-
ных работ....................................................... 363
§ 1.	Спуско-подъемные агрегаты для текущего ремонта скважин при от-
крытом устье.....................................................365
§ 2.	Спуско-подъемные агрегаты для текущего ремонта и освоения сква-
жин под давлением................................................371
§ 3.	Агрегаты и оборудование для внутрискважинных работ с канатной
техникой.........................................................377
Глава XVII. Агрегаты, установки и инструмент для капитального ремонта,
освоения и промывки скважин......................................391
§ 1.	Агрегаты для капитального ремонта и освоения скважин .... 392
§ 2.	Агрегаты для промывки скважин...............................398
§ 3.	Инструмент для капитального ремонта и освоения скважин .	. 400
Раздел IV
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И
ГАЗА И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗООТДАЧИ ПЛАСТА.........................406
Глава XVIII. Оборудование для нагнетания в пласт воды и газа .	. 407
§ 1.	Сооружения и оборудование для водозабора и подготовки воды . 407
§ 2.	Оборудование для нагнетания в пласт воды ...................410
Глава XIX. Оборудование для увеличения проницаемости пласта . . .414
§ 1.	Оборудование для гидроразрыва пласта	...	. . 414 -
§ 2.	Оборудование для кислотной обработки ........................421	-
Глава XX. Оборудование для теплового воздействия на пласт . . 424
§ 1.	Классификация термических методов воздействия на пласт .... 424
§ 2.	Устьевое и внутрискважинное оборудование для нагнетания пара в
нефтяные пласты ....	...................... ...........425
§ 3.	Оборудование для подготовки воды и ее подогрева	... 429
§ 4.	Оборудование для прогрева ствола скважин .	... 431
§ 5.	Оборудование для поджога пласта.............................433
463

Раздел V
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И
ВОДЫ..............................................................436
Глава XXI. Системы сбора и подготовки нефти и газа................436
§ 1.	Факторы, определяющие выбор типа системы сбора...............436
§ 2.	Основные системы сбора продукции скважин.....................437
§ 3.	Самотечная система сбора продукции скважин .	...........438
§ 4.	Высокоиапорные системы сбора.................................441
§ 5.	Системы сбора продукции скважин на морских промыслах .... 443
Глава XXII. Основные элементы системы сбора и подготовки продукции
скважин................................................... . . 444
§ 1.	Оборудование	для	отделения жидкости от газа.............444
§ 2.	Средства измерения объема продукции скважин.............449
§ 3.	Оборудование	для	транспортирования продукции	скважин	....	451
§ 4.	Оборудование	для	обессоливания н обезвоживания	нефти	....	456
§ 5.	Оборудование	для	хранения нефти.........................458
Список литературы . . . ..........................................460
Георгий Васильевич Молчанов
Александр Георгиевич Молчанов
МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ
ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
Редактор издательства Н. Е. Игнатьева
Переплет художника Т. Н. Погореловой
Технический редактор Н. В. Жидкова
Корректор И. Н. Таранева
ИБ № 4243
Сдано в набор 08.02.84. Подписано в печать 20.06.84 Т-14405. Формат
60X90V16- Бумага типографская № 2. Гарнитура «Литературная». Печать
высокая. Усл. печ. л. 29,0. Усл. кр.-отт. 29,0. Уч.-изд. л. 30,0. Тираж 8000 экз.
Заказ 416/8248—6. Цена 1 р. 20 к.
Ордена «Знак Почета* издательство «Недра», 103633, Москва, К-12,
Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография № 4 ордена Трудового Красного Знамени Ле-
нинградского объединения «Техническая книга» нм. Евгении Соколовой Союз-
полиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств,
полиграфии и книжной торговли. 191126, Ленинград, Социалистическая ул., 14.