Автор: Ивановский В.Н. Дарищев В.И. Сабиров А.А. Каштанов В.С.
Теги: отрасли горной промышленности по виду добываемых минералов, руд, нерудных ископаемых оборудование нефтедобывающая промышленность нефтегазодобыча
ISBN: 5-7246-0216-4
Год: 2003
Текст
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА
им. И. М. ГУБКИНА
Gaa.a-rs.s; о
О —’
few fe*4e£
В. Н. Ивановский, В. И. Дарищев, А. А. Сабиров,
В. С. Каштанов, С. С. Пекин
ОБОРУДОВАНИЕ
ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
В 2 частях
Часть 2
< Допущено учебно-методическим объединением вузов
Российской Федерации по нефтегазовому образованию
в качестве учебного пособия для направления подготовки
дипломированного специалиста 657300 «Оборудование и агрегаты
нефтегазового производства» по специальности 170200
«Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов»
(БИБЛИОТЕКА
АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ
ине. ---------
Москва
2003
УДК 622.323: 002.5 (075.8) 3
И22
Рецензент:
Научно-инжиниринговый центр Нефтяной компании ЮКОС
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С.,
И 2 2* Пекин'С, С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. — М:
” ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа. им. И. М. Губкина,
2003. - Ч. 2. - 792 с.: ил.
ISBN 5-7246-0216-4
Целью настоящего издания является ознакомление инженерно-техни-
ческих работников нефтегазового комплексам современным оборудовани-
ем для добычи нефти и газа и с основными областями применения разных
видов оборудования.
Издание состоит из двух частей. В первой части содержатся сведения о
нефтепромысловых трубах, пакерах, •оборудовании для освоения нефтя-
ных и газовых скважин и очистки прйзабойной зоны пласта, фонтанной,
газлифтной эксплуатации, оборудовании скважинных насосных установок
с погружным электроприводом.
Во второй части дано описание скважинных гидроприводных и штан-
говых насосных установок для добычи нефти, оборудования, предназна-
ченного для интенсификации добычи нефти, проведения подземных ре-
монтов, оборудования дгш сборам подготовки продукции скважины.
Приведены конструкцией параметры оборудования, применяемого при
эксплуатации нефтяных HQtojBjyx месторождений, для подъема жидкости
из скважин, воздействия напласт, текущего и капитального ремонта сква-
жин, сбора и подготовки нефти и газа к транспортированию. Даны реко-
мендации по выбору типов оборудования и методам расчета его парамет-
ров. Описаны принципы выбора машин и механизмов для определенного
технологического процесса по его параметрам.
Книга является учебно-справочным пособием для инженерно-техни-
ческих работников нефтяной и газовой промышленности, сотрудников
машиностроительных1 организаций, студентов вузов, обучающихся по спе-
циальностям «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышлен-
ности», «Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и
газовых месторождений».
Авторы'выражают глубокую признательность всем, чьи работы в обла-
сти создания и эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования по-
зволили написать настоящую книгу.
УДК 622.323: 002.5 (075.8)
ISBN 5-7246-0216-4
© Коллектив авторов, 2003
1 f-rwi < л> ..-.r.
t’’ * < | А * J^i'.. - М
I “l -' ’ ” ; ч
л > ><..». ; I i t л. _> - 1 •, S У» |
• , < Ь* /.]
РАЗДЕЛ 6. . •,
УСТАНОВКИ СКВАЖИННЫХ
НАСОСОВ С ГИДРОПРИВОДОМ
Гидропривод широко применяется в общем машиностроении
и в нефтепромысловых машинах. Положительные качества гид-
ропривода послужили основой для создания ряда скважинных
насосов с гидроприводом. Из них достаточно широко апроби-
рованы лопастные турбонасосы, струйные насосы, гидропорш-
невые, гидроштанговые насосы, гидроимпульсные (гидротаран-
ные) насосы и др.
Наиболее широкое распространение на отечественных и за-
рубежных промыслах получили струйные и гидропоршневые на-
сосы. В нашей стране гидроприводные насосы разрабатывались
в Особом Конструкторском Бюро по Бесштанговым Насосам
(ОКБ БН, в настоящее время «ОКБ БН — КОННАС») и начали
применяться в 50—60-х годах. Основоположниками гидропри-
водных нефтепромысловых машин и оборудования были инже-
неры и конструкторы ОКБ БН — Богданов А.А., Чичеров Л.Г.,
Росин И.И., Казак А.С., Ляпков П.Д., Шлиндман В.М. и др.
6.1. СКВАЖИННЫЕ ГИДРОПОРШНЕВЫЕ
НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Способ передачи энергии от первичного наземного двигателя
к скважинному насосу, откачивающему пластовую жидкость, ока-
зывает решающее влияние, как на основные показатели установ-
ки, так и на ее конструкцию и компоновку. Одним из основных
наиболее широко распространенных недостатков штанговых сква-
жинных насосных установок (ШСНУ) является использование для
привода скважинного насоса колонны штанг — элемента с отно-
з
сительно низкой прочностью, малой жесткостью, малой износо-
и коррозионной стойкостью и со значительным собственным ве-
сом. Эти недостатки не позволяют эксплуатировать ШСНУ в глу-
боких, искривленных скважинах. Гидроприводные насосные аг-
регаты (ГПНА) лишены этих недостатков, поскольку передача
энергии осуществляется потоком жидкости под давлением.
а Действие установок гидропоршневых насосов (УГПН), пред-
назначенныхдлядобычи жидкости из нефтяных скважин, осно-
вано на преобразовании энергии рабочей жидкости в возврат-
но-поступательное движение исполнительного механизма. Ис-
полнительный механизм в виде поршневого насоса двойного или
дифференциального действия расположен непосредственно в
скважине, а силовое оборудование, сообщающее потенциаль-
ную и кинетическую энергию рабочей жидкости, — на земной
поверхности. Передача гидравлической энергии осуществляет-
ся, как правило, по внутреннему каналу труб.
Гидропоршневые насосы обладают всеми достоинствами гид-
ропривода, а также многими преимуществами по сравнению с
другими установками для механизированной добычи. Их приме-
нение не требует механических энергопередающих связей (штанг,
канатов, кабелей и т.п.); позволяет эксплуатировать скважины
любой кривизны, регулировать величину отбора жидкости и со-
здавать общий гидропривод для нескольких скважин. Кроме того,
при этом можно использовать насос свободно-сбрасываемого типа;
транспортировать глубинные приборы совместно с гидропорш-
невым насосом потоком жидкости; применять химические реа-
генты для первичной обработки добытой жидкости. Возможно
исключение работы по глушению скважины при смене насоса.
Структурная схема ГПНА показана на рис. 6.1.
Гидропоршневые насосные установки классифицируются:
— по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жид-
кости — открытая или закрытая;
— по принципу действия скважинного насоса — одинарного,
двойного действия или дифференциальный;
— по принципу работы гидродвигателя — дифференциально-
го или двойного действия;
— по способу спуска погружного агрегата — спускаемые на
колонне НКТ — фиксированные или свободные — сбра-
сываемые в скважину;
4
Продуктовый пласт
Рис. 6.1. Структурная схема ГПНА:
1 — передача энергии с помощью механизмов;
2 — передача энергии жидкостью
— по числу ГПНА, обслуживаемых одной наземной установ-
кой — индивидуальные или групповые.
Для работы в нефтедобывающих скважинах применяют глу-
бинные поршневые насосы с поршневым гидравлическим дви-
гателем с золотниковым распределением. Рассмотрим конструк-
ции скважинного и поверхностного оборудования.
6.1.1. СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИННЫХ
ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
В состав скважинного оборудования входят: скважинный на-
сосный агрегат, колонны НКТ, различные скважинные устрой-
ства — пакеры, якори, центраторы, клапаны-отсекатели и др.
Скважинный насосный агрегат включает в себя плунжерный или
поршневой насос, плунжерный или поршневой гидравлический
Двигатель. При этом плунжер насоса соединен штоком с плун-
жером гидравлического двигателя. К гидравлическому двигателю
5
с поверхности подается силовыми насосами под давлением ра-
бочая жидкость (это может быть подготовленная добытая нефть,
отделенная от воды и газа и очищенная от механических приме-
сей). Золотник-распределитель или переключатель гидравличес-
кого двигателя направляет рабочую жидкость попеременно в
штоковую или рабочую полости цилиндра двигателя, располо-
женные п|)д и нааейб поршнем. Поршень двигателя приводится
в возвратно-поступательное движение и через шток передает это
движение плунжеру насоса. Работа золотника регулируется што-
ком, соединяющим поршни глубинного агрегата, или специаль-
ной системой управления.
Насос отбирает добываемую жидкость. Отработанная рабо-
чая жидкость из двигателя направляется в подъемные трубы, по
которым идет жидкость, отбираемая из скважины. На поверх-
ность поднимается их смесь.
На поверхности располагаются насос, подающий рабочую
жидкость к скважинному агрегату, и система подготовки рабочей
жидкости. Часть жидкости, поднятая из скважины, направляется
в промысловую систему сбора продукции НГДУ, а часть идет в
открытую систему подготовки рабочей жидкости, откуда отде-
ленные вода и газ направляются в промысловую сеть, а чистая
рабочая жидкость — в поверхностный насос, рис. 6.2. Открытая
система циркуляции и подготовки рабочей жидкости имеет от-
стойники, сепараторы, устройства для подачи реагентов (напри-
мер, для разделения стойких эмульсий) и иногда подогреватели.
Поверхностные силовые насосы обычно плунжерные, но могут
применяться и высоконапорные центробежные насосы.
Применяется также схема с замкнутой циркуляцией рабочей
жидкости. В этом случае в скважине должен быть третий трубо-
провод, по которому рабочая жидкость, отработавшая в двигате-
ле, поднимается на поверхность, не смешиваясь с добытой жид-
костью. Таким образом, подготовка рабочей жидкости резко
упрощается. Практически в этом случае в основном надо отде-
лить лишь механические примеси (окалина с труб, продукты
износа трущихся деталей). Поверхностное оборудование значи-
тельно упрощается, но требуется иметь три канала в скважине,
что не всегда экономично, а иногда и невозможно.
Целесообразно иметь одну мощную поверхностную систему
подготовки жидкости установки на несколько эксплуатируе-
6
iqnUiHi 1 : пн
г.<«
f «. Л £ f 4 Н
ТЫ л.’
*). к t л i <
ноЯ
W: ЗНВД
ЙЫЙ.
Рис. 6.2. Схема гидропоршневой
установки.
1 — скважинный насос; 2— погруж-
ной двигатель; 3 — канал для подъе-
ма продукции скважины и отрабо-
танной рабочей жидкости; 4 — ка-
нал для подачи рабочей жидкости к
погружному агрегату; 5 — поверхно-
стный силовой насос; 6 — система
подготовки рабочей жидкости
мых скважин (7—40 скважин). Скважинные гидропоршневые
насосы при этом могут быть нескольких типоразмеров. В этом
случае облегчается обслуживание и уменьшается число единиц
оборудования. Такие установки называют групповыми, в отли-
чие от индивидуальных, имеющих у каждой эксплуатируемой
скважины поверхностный насос и систему подготовки рабочей
жидкости.
Погружной агрегат, особенно его насосная часть, конструк-
тивно схож с штанговым насосом. В отечественных гидропорш-
невых насосах использовались детали штангового насоса — втулки
для цилиндра, плунжер (укороченный) и шаровые клапаны.
При эксплуатации скважин глубинными насосами объемно-
го действия его привод — объемный гидродвигатель возвратно-
поступательного действия устанавливают в непосредственной
близости от скважинного насоса.
Гидродвигатель приводится в действие 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
насосом обратно в скважину, а часть направляется в промысло-
вый коллектор.
Конструктивно гидропоршневая насосная установка (ГПНУ)
представляет собой: скважинный насос и гидродвигатель, объе-
диненные 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 ме-
ханическую энергию приводного двигателя (электродвигатель или
ДДС) в гидравлическую энергию потока рабочей жидкости, гид-
ропоршневой погружной насосный агрегат преобразует энергию
рабочей жидкости в механическую энергию движения плунже-
ров двигателя и насоса, которая затем преобразуется в гидравли-
ческую энергию потока откачиваемой пластовой жидкости. Ко-
лонны НКТ являются каналами для рабочей и пластовой жид-
костей, а блок подготовки жидкости служит для ее очистки от
газа, песка и воды перед использованием ее в качестве рабочей в
силовом насосе.
По мнению разработчиков и по некоторым данным зарубеж-
ного опыта гидропоршневые установки позволяют эксплуати-
ровать скважины с глубин до 4500 м, с максимальным дебитом
до 1200 м3/сут (при использовании системы тандем), при вы-
соком содержании в пластовой жидкости воды (до 98 %), песка
(до 2 %) и агрессивных компонентов.
Основные части ГПНУ имеют достаточно высокий КПД, что
выгодно отличает установку гидропоршневого насоса от глубин-
ных насосов других типов.
Положительная особенность гидропоршневых установок —
возможность с поверхности регулировать количество отбирае-
мой из скважины жидкости, изменяя количество рабочей жид-
кости, закачиваемой к приводу, и меняя, таким образом, режим
работы погружного агрегата.
Скважинные гидропоршневые установки хорошо приспособ-
лены для эксплуатации наклонно направленных скважин, так
как они не имеют движущейся возвратно-поступательно штан-
говой колонны (как у штанговых насосов) и кабеля рядом с тру-
бами, который повреждается при спуске агрегата (как у устано-
вок скважинных насосов с электроприводом).
Применение так называемых сбрасываемых глубинных гидро-
поршневых агрегатов (рис. 6.3) позволяет коренным образом изме-
нить спуско-подъемные работы при смене глубинного агрегата,
8
Рис. 6.3. Схема спуска, работы и подъема
сбрасываемого гидропоршневого насосного агрегата
при определенном положении устьевого
четырехходового крана:
а — спуск; б — работа; в — подъем
значительно облегчив их. Сбрасываемый глубинный агрегат спус-
кается во внутреннюю полость НКТ, заполненных жидкостью, и
проталкивается рабочей жидкостью, закачиваемой с поверхности.
В нижней части колонны НКТ установлено седло, в которое агре-
гат запрессовывается потоком рабочей жидкости. В скважину можно
спустить два ряда НКТ. Можно спустить в скважину один ряд
НКТ, в этом случае НКТ герметизируются установленным в сква-
жине пакером. Таким образом, образуется канал для подачи рабо-
чей жидкости (НКТ) и канал (межгрубное пространство) для подъе-
ма на поверхность жидкости, откачиваемой насосом из скважины
и смешанной с отработанной жидкостью, выходящей из поршне-
вого привода. Для подъема глубинного агрегата на поверхность
поток рабочей жидкости направляют в межтрубное пространство,
жидкость попадает под сваб глубинного агрегата и выталкивает
9
его до поверхности. Чтобы рабочая жидкость не уходила в по-
лость под пакером, в нем имеется обратный шаровой клапан.
Таким образом, спускоподъемные работы осуществляются без
подъема труб. В этом случае не нужен подъемник и бригада под-
земного ремонта, работа выполняется одним оператором. Время
спуска агрегата при установке насоса на глубине 1000 м — около
40, мин, а» подъема — 50—60 мин.
1К недостаткам установок гидропоршневых насосов относит-
ся прежде всего "'наличие сложного поверхностного оборудова-
ния, особенно при необходимости подготовки рабочей жидко-
сти, обслуживание которого довольно трудоемко. Однако боль-
шой КПД установки, облегчение спуска-подъема агрегата,
приспособленность к работе в усложненных условиях эксплуа-
тации стимулируют его применение.
Современные гидропоршневые насосные установки способ-
ны добывать до 400—600 т/сут жидкости. Имеются отдельные
конструкции агрегатов для отбора более 1200 т/сут жидкости.
Глубина, с которой отбирается жидкость, доходит до 4500 м, но
возможен отбор жидкости и с большей глубины.
6.1.2. СКВАЖИННЫЕ ГИДРОПОРШНЕВЫЕ ДВИГАТЕЛИ,
НАСОСЫ И ЗОЛОТНИКИ
Погружной агрегат состоит из насоса и двигателя с золотни-
ковым распределением потока жидкости. Двигатель может быть
дифференциальным или двустороннего действия, а насос — диф-
ференциальным, одно- или двустороннего действия. Учитывая
различное расположение рабочих полостей в двигательной и
насосной частях, возможно создание более 900 схем погруж-
ных агрегатов гидропоршневых насосов. Число схем, реа-
лизованных в серийных или опытных образцах, невелико.
В основном это агрегаты с двигателем и насосом двусторонне-
го или дифференциального действия. Наиболее простое конст-
руктивное решение агрегата возможно при двигателе и насосе
дифференциального действия, агрегаты двустороннего действия
сложнее, но у них более высокий КПД и более плавный режим
работы (скорости движения поршней вверх и вниз близки). •
10
Рассмотрим наиболее простой агрегат дифференциального
действия, разработанный в ОКБ БН по схеме, предложенной
Л. Г. Чичеровым, В. М. Калининым, и др. конструкторами [1].
Погружной агрегат (рис. 6.4) состоит из поршня и цилиндра
двигателя 1, штока 2, соединяющего поршень двигателя с порш-
нем насоса, золотника 3, поршня и цилиндра насоса 4. По кана-
лу А рабочая жидкость поступает под поршень двигателя в по-
лость Б, в которой создается постоянное давление рабочей по-
Рис. 6.4. Схема дифференциального погружного агрегата
лости. При положении поршней и золотника, указанном на ри-
сунке, полости Б и В (под и над поршнем двигателя) соединены
друг с другом. Шток нижним своим концом выходит в полость
насоса, где давление равно давлению столба откачиваемой жид-
кости. Давление рабочей жидкости больше, чем давление столба
откачиваемой жидкости. На поршень двигателя сверху и снизу
действует одинаковое давление рабочей жидкости. На поршень
насоса сверху и снизу действует давление столба откачиваемой
жидкости. На шток сверху действует давление рабочей жидко-
сти, а снизу — откачиваемой жидкости. Таким образом, созда-
ется сила, действующая на шток сверху вниз и продвигающая
всю поршневую группу вниз. Происходит переток отбираемой
жидкости из полости Д через нагнетательный клапан в по-
лость Г над поршнем насоса. Всасывающий клапан насоса в это
время закрыт. При этом часть откачиваемой жидкости в объеме
штока, входящего в цилиндр насоса, выталкивается в подъем-
ный канал.
В крайнем нижнем положении поршней продольная канав-
ка на верхней части штока соединяет полость Б с камерой под
золотником Е. Поскольку нижняя головка золотника диамет-
ром больше, чем верхняя, а давление над и под золотником
одинаково и равно давлению рабочей жидкости, золотник под
11
действием разности сил (произведение давления на площадь)
поднимается в верхнее положение и сообщает каналы Б и С.
Таким образом, полость Б сообщается с полостью Г, над порш-
нем двигателя устанавливается давление столба откачиваемой
жидкости. Под поршнем двигателя, в полости Б, остается по-
стоянное давление рабочей жидкости. В результате на поршень
двигателя начинает действовать сила, обусловленная разностью
давлений б полостях Б и В, и поршневая группа начинает дви-
жение вверх.
У насоса закрывается нагнетательный и открывается всасы-
вающий клапаны. Происходит всасывание жидкости из полости
скважины в цилиндр насоса (в полость Д). В крайнем верхнем
положении продольная канавка, расположенная в нижней части
штока, соединяет полость Е у золотника с полостью Г. Давление
под золотником падает до давления столба откачиваемой жид-
кости. Над золотником действует высокое давление рабочей
жидкости. Под действием перепада давления золотник передви-
гается в нижнее положение, показанное на рис. 6.4. После этого
рабочий цикл погружного агрегата повторяется.
Конструкция погружного агрегата имеет следующие особен-
ности. Поршни двигателя и насоса выполнены из стали с по-
крытием их поверхности хромом. Слой хрома толщиной около
0,07 мм отличается высокой твердостью и хорошей износоус-
тойчивостью. Напомним, что обычное декоративное покрытие
имеет меньшую толщину хрома (около 0,012—0,02 мм).
Цилиндры двигателя и насоса составлены из стальных втулок
(сталь марки 38ХМЮА) с азотированной внутренней поверхнос-
тью. Образующиеся при азотировании карбиды позволяют повы-
сить твердость поверхности втулок до 80 по шкале HRA. В ре-
зультате в гидропоршневых насосах используется наиболее изно-
соустойчивая пара трения. Такие же пары используются в штан-
говых насосах при особо тяжелых условиях их эксплуатации.
Уплотнения подвижных деталей в агрегате щелевые. Они рас-
положены между золотником и штоком, золотником и корпу-
сом золотника, корпусом под золотники и штоком.
Каналы А, Б, С при сбрасываемом погружном агрегате разме-
щены в седле, спускаемом на НКТ. Это позволяет увеличить ди-
аметры поршней агрегатов. Разобщение каналов осуществляется
резиновыми манжетами, размещенными на погружном агрегате.
12
Клапаны насосной части шаровые (шар и седло). Они те же,
что и в штанговых насосах (см. гл. 2 настоящей книги).
Длина хода поршней у погружных агрегатов гидропоршневых
насосов достигает 1 м, число ходов в минуту — 30—60.
Погружной агрегат, сбрасываемый в НКТ диаметром 73 мм,
имеет внешний диаметр 58 мм и длину около 4 м.
Скважина для гидропоршневых насосных установок обору-
дуется двумя колоннами НКТ, спускаемыми концентрично или
параллельно, или одной колонной НКТ и пакером, уплотняю-
щим пространство между НКТ и обсадной колонной. Таким
образом, образуются два канала — один для подъема смеси до-
бываемой жидкости и отработанной рабочей жидкости (НКТ
или пространство между НКТ и обсадной колонной), другой —
для рабочей жидкости (НКТ).
В случае использования замкнутой системы циркуляции ра-
бочей жидкости требуется спуск еще одной колонны НКТ.
При трубном варианте погружной агрегат спускается в
скважину на НКТ. При сбрасываемом агрегате на НКТ спус-
кается седло для установки агрегата и под ним обратный ша-
ровой клапан, позволяющий осуществить обратный поток ра-
бочей жидкости при подъеме сбрасываемого погружного аг-
регата.
Опыт работы в нашей стране с отечественными установками
гидропоршневых насосов показал, что сбрасываемые погруж-
ные агрегаты могут работать в среднем с межремонтным перио-
дом около 9 месяцев (270 сут). Подъем их производился без подъе-
ма труб — жидкостью. НКТ и пакеры не поднимались по не-
сколько лет. Ожидалось, что подъем добываемой жидкости по
обсадной колонне (при установке пакера) может привести к от-
ложению парафина на обсадных трубах и осложнениям при
подъеме НКТ и пакера. Однако опыт эксплуатации показал не-
состоятельность такого опасения. Смешивание добытой и рабо-
чей жидкостей при подъеме их по обсадной колонне приводило
к снижению относительного содержания газа, а также смол и
парафинов в смеси и к незначительному отложению их на об-
садных трубах. Такие результаты были получены на месторожде-
ниях Башкирии, Татарии и Самарской области. Необходимо учи-
тывать, что большее, чем в этих районах, содержание в добыва-
емой жидкости смол и парафинов может привести к худшим
13
результатам. Поэтому в каждом частном случае необходимы
анализ условий эксплуатации и обоснованный выбор схем обо-
рудования скважин.
Наземное оборудование состоит из оборудования устья, си-
лового насосного агрегата, оборудования для подготовки рабо-
чей жидкости, регулирующей и регистрирующей аппаратуры.
Оборудование устья имеет детали для подвески НКТ на ко-
лонкой голрвке, многоходовой кран для направления рабочей и
отбираемой жидкостей в соответствующие каналы при спуске,
работе и подъеме погружного агрегата, пружинного ловителя,
свободно сбрасываемого агрегата и мачты с талевой системой с
ручным приводом для извлечения агрегата из скважины или спус-
ка его в скважину.
Силовой насосный агрегат состоит из насоса и его привода.
Наиболее часто рименяется трехплунжерный насос. В нашей
стране применяется насос с горизонтальным расположением
цилиндров, в США некоторые фирмы используют насосы с
вертикальным расположением цилиндров. Увеличенная скорость
ходов плунжеров (около 400 в минуту) позволяет уменьшить га-
бариты насосов.
Насосы развивают давление от 16 до 30 МПа. Подача насосов
достигает десятков литров в секунду. Параметры насосов зави-
сят от характеристики двигателя погружного агрегата и от того,
является ли насос приводом индивидуальной установки (пред-
назначенной для одной скважины) или групповой установки (для
нескольких скважин). Насосы подают к скважине жидкость,
обычно нефть, очищенную от механических примесей и отде-
ленную от воды и газа. Есть примеры использования в качестве
рабочей жидкости воды с присадками, обеспечивающими смаз-
ку трущихся частей оборудования.
Приводом насоса чаще всего служит электродвигатель. В не-
которых случаях выгодно применять газомотор, работающий на
нефтяном газе. Это экономично, поскольку применяется деше-
вое топливо и, с другой стороны, газомотор позволяет легко из-
менять частоту вращения приводного вала силового насоса и
регулировать таким образом его подачу.
Оборудование для подготовки рабочей жидкости (при незам-
кнутой ее циркуляции) имеет сепараторы для отделения газа,
воды и механических примесей, отстойники, дозировочные на-
14
сосы подогреватели. Обычно применяются сепараторы объем-
ного типа, вертикальные или горизонтальные, с подогревом по-
ступающей смеси для лучшей деэмульсации и снижения вязко-
сти смеси. После объемных сепараторов устанавливают батарею
циклонных сепараторов для более тщательной очистки рабочей
жидкости от газа и механических примесей. В некоторых уста-
новках применяют отстойники большой емкости.
Для улучшения деэмульсации смеси рабочей и добытой жидко-
стей и отделения воды в смесь иногда подают реагенты-деэмуль-
гаторы. Деэмульгаторы подаются в небольших объемах (десятки
граммов на 1 м3 жидкости) дозировочными насосами с малыми
подачами. Это обычно одноплунжерные насосы, имеющие регули-
руемую подачу. В качестве деэмульгаторов можно использовать
неионогенный деэмульгатор дисолван и ПАВы различных марок.
В установках гидропоршневых насосов имеется возможность
подачи деэмульгатора не только в поверхностную систему, но и
в подготовленную рабочую жидкость, направляемую в скважи-
ну. В этом случае действие деэмульгатора проявляется уже при
выходе жидкости из погружного двигателя в НКТ. Предупреж-
дается образование стойких высоковязких эмульсий, снижается
гидравлическое сопротивление движению смеси в трубах, об-
легчается отделение воды в системе подготовки рабочей жидко-
сти и при подготовке товарной нефти.
Деэмульсация при подготовке рабочей жидкости и отделение
воды облегчаются при подогреве жидкости. Подогреватели мо-
гут быть с теплоносителем в виде пара или горячей воды или
электрическими в виде специальных лент, в изоляции которых
уложены электропроводящие жилы с большим сопротивлением
(из константана, нихрома и т.д.). Подогрев осуществляется в
отстойниках или сепараторах, или в линиях, подводящих смесь
от скважины к этим устройствам.
Система подготовки рабочей жидкости может включать все
перечисленные части, а может быть и значительно упрощена в
зависимости от конкретной характеристики добываемой жидко-
сти и климатических условий.
Опыт эксплуатации гидропоршневых насосов в нашей стране
показал, что для нормальной работы погружного агрегата доста-
точно снизить содержание воды в рабочей жидкости до 5 % и
механических примесей до 0,5—0,3 г/л.
15
Контроль за режимом работы установки гидропоршневого
насоса, поддержание этого режима или изменение его осуще-
ствляются аппаратурой, включающей расходомер, манометр,
стабилизатор режима, регулирующие вентили.
В агрегатах одностороннего действия (рис. 6.5, а) шток с дву-
мя поршнями совершает возвратно-поступательное движение в
результате попеременной подачи жидкости из напорного трубо-
провода'то в полость 3, то 4. Жидкость подается золотниковым
устройством^ Ек результате в насосе одинарного действия при
ходе поршня вверх пластовая жидкость попадает через всасываю-
щий клапан 7 в полость 6, а при ходе поршня вниз вытесняется
через нагнетательный клапан 2 в напорный трубопровод. Кла-
паны 1 и 2 самодействующие, обычно шарикового типа [2, 3].
Рис. 6.5. Схемы скважинных агрегатов одностороннего,
двустороннего и дифференциального действия (слева-направо)
Полость 5 соединена с затрубным пространством с помощью
отверстия, и при перемещении поршня вверх и вниз жидкость
может свободно циркулировать.
В агрегатах двустороннего действия при перемещении порш-
ня насоса вверх пластовая жидкость попадает через клапан 7
в полость и вытесняется из полости 5 через клапан 2.
16
При ходе поршня вниз пластовая жидкость вытесняется из
полости бчерез клапан 2и поступает в полость 5через клапан 7.
Таким образом, при каждом ходе поршня жидкость подается
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 7 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 зак-
рыт, а всасывающий 1 открыт. В результате пластовая жидкость
вытесняется из полости 5 в напорный! трубопровод и поступает
в полость 6 |2, 3]. ...
В нижней части труб устанавливается специальное седло,
а на устье — ловитель и специальная обвязка, позволяющая из-
менять направления потоков в колоннах насосно-компрессор-
ных труб.
Для спуска агрегата колонны труб заполняются жидкостью,
после чего спускается агрегат, которой под действием потока
жидкости, подаваемой силовым насосом, опускается, устанав-
ливается на седле и фиксируется замком. После его установки
поток жидкости начинает проходить через агрегат, и последний
откачивает пластовую жидкость. Время спуска агрегата на сед-
ло, момент его установки и начало работы контролируются по
показаниям манометра, установленного на нагнетательном пат-
рубке силового насоса.
Для подъема агрегата направление потоков жидкости в ко-
лоннах труб изменяется на противоположное посредством пере-
ключения четырехходовою крана. При этом давление жидко-
сти, действующее" на агрегат снизу, создает усилие, направлен-
ное вверх, коюрое 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 заканчивает-
ся. Момент выпрессовки агрегата из замка и время подъема его
на поверхность контролируются манометром.
Помимо перечисленных отличительных признаков установ-
ки отличаются конструктивным исполнением и взаимным рас-
Г БИБЛИОТЕКА I ( 17
’ ’,в | АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ государственный I
положением каналов для подвода и отвода жидкости от ГПНА.
В качестве каналов могут использоваться специальные колонны
НКТ либо внутренняя полость эксплуатационной колонны, а
относительно друг друга колонны могут располагаться концепт-
рично или же параллельно. В зависимости от типа гидравличес-
кой схемы установки и типа применяемого ГПНА конструкции
нижней ^асти внутрискважинного оборудования могут быть раз-
лйчнымЛ
При использовании открытой гидравлической схемы приме-
няют следующие варианты конструкций (рис. 6.6).
Рис. 6.6. Оборудования скважин ГПНУ
с открытой схемой циркуляции рабочей жидкости
Фиксированный ГПНА с двумя концентрично расположен-
ными колоннами труб (рис. 6.6, а). В этом случае ГПНА 4
спускается на центральной колонне труб 1, а его нижняя часть
18
с уплотнением устанавливается на опорном конусе 5, который
укреплен на колонне НКТ 2 большого диаметра. Рабочая жидкость
подводится к гидродвигателю по центральной колонне НКТ 1,
а пластовая жидкость в смеси с рабочей отводится по концент-
ричному каналу, образованному колоннами НКТ 1 и 2.
Фиксированный ГПНА (рис. 6.6, б) с одной колонной НКТ.
ГПНА опускается на колонне НКТ 1 и устанавливается ниж-
ней 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 меж-
ду НКТ 1 и эксплуатационной колонной 3.
Свободный ГПНА с двумя параллельными колоннами НКТ
(рис. 6.6, в). Агрегат 8 спускается в скважину по НКТ большого
диаметра /, по которой к нему подводится рабочая жидкость и в
нижней части которой установлены седло с замком и обратный
клапан 10.
Параллельная колонна труб 2 служит для подъема смеси пла-
стовой и рабочей жидкостей.
Свободный ГПНА с одной колонной НКТ (рис. 6.6, г). Агре-
гат 8располагается в колонне НКТ 1, в нижней части 9 которой
установлены седло с замком и обратный клапан 10. Хвостовик
колонны фиксируется в отверстии пакера 7, установленного в
эксплуатационной колонне 3. Потоки жидкостей аналогичны
потокам схемы (рис. 6.6, б).
При подъеме свободного агрегата в схеме поток жидкости в
канале, служащем для подъема пластовой жидкости, изменяет-
ся на противоположный, обратный клапан 10 закрывается, и
агрегат перемещается вверх. Мощность привода которых в боль-
шинстве случаев составляет от 14 до 300 кВт. Для подбора аг-
регата, соответствующего требуемому режиму эксплуатации
скважины, выпускаются насосы многих типоразмеров, причем
каждый из них имеет наборы плунжеров с уплотнениями раз-
личных диаметров (от 30 до 95 мм), позволяющими ступенча-
то изменять подачу насосов (от 130 до 1700 л/мин)
и обеспечивать максимальное давление до 35,0 МПа. Число
ходов плунжеров составляет 300—450 в минуту. Для уменьше-
ния числа оборотов вала насоса применяются понижающие ре-
дукторы.
19
Наибольшее число типоразмеров оборудования, в том числе
более 70 типоразмеров гидропоршневых насосов, представляет
фирма Kobe. В табл. 6.1 приведены характеристики некоторых
гидропоршневых насосных агрегатов этой фирмы.
Таблица 6.1
Характеристики гидропоршневых
* , насосных агрегатов фирмы Kobe
Тип насоса 4-^Йружный диаметр насоса, мм Диаметр насоса, мм Подача, м3/сут Давление, МПа
А 36,5 111,8 30
В 59 44,5 172,7 30
Д для всех типов 44,5 172,7 45
Е 44,5 381,5 26,5
В нашей стране также было освоено промышленное произ-
водство установок гидропоршневых насосов типа УГН конст-
рукции ОКБ БН. Оборудование этих установок предназначено
для эксплуатации в условиях Западной Сибири и Крайнего Се-
вера, в труднодоступных и малообжитых районах [3].
В комплект установок входят технологический блок подго-
товки рабочей жидкости, блок управления; оборудование устья
скважин; гидропоршневые насосные агрегаты; пакерные уст-
ройства.
Оборудование установок рассчитано на эксплуатацию от 2 до
8 скважин при открытой системе циркуляции рабочей жидко-
сти. В технологическом блоке проводится подготовка поступив-
шей из скважины жидкости, в дальнейшем используемой в ка-
честве рабочей для привода гидропоршневых насосов.
Продукция скважин поступает в гравитационный сепаратор
вместимостью 16 м3, где водонефтяная эмульсия расслаивается
на три фазы: газообразную, водосодержащую и нефть. Поступа-
ющая из средней части сепаратора нефть обеспечивает привод
погружных насосов. Газообразная и водосодержащая фракции,
а также избыточная нефть поступают в сборный нефтепромыс-
ловый коллектор. В сепараторе происходит и первичная (гру-
бая) очистка рабочей жидкости от мехпримесей. Поступившая
20
из сепаратора предварительно очищенная нефть попадает на
прием центробежных подпорных насосов и далее на батарею
гидроциклонов, где осуществляется вторичная (тонкая) очистка
от мехпримесей. Часть жидкости, содержащая мехпримеси, сбра-
сывается с гидроциклонов в сборный коллектор, другая посту-
пает на прием силовых насосных агрегатов. В качестве насосных
агрегатов в УГПН применяются трех- и пятиплунжерные агре-
гаты марки PCR, давление нагнетания которых достигает 20 МПа,
производительность соответственно 5,76 и 9,6 м3/ч. От силовых
агрегатов жидкость направляется в распределительную гребен-
ку. В линию между агрегатами и гребенкой встроен трубопровод
от дозировочного насоса, обеспечивающего подачу различных
ПАВ и деэмульгаторов в рабочую жидкость. Распределительная
гребенка состоит из восьми (по числу эксплуатируемых сква-
жин) регуляторов расхода и регулятора давления, через который
избыточная жидкость сбрасывается с гребенки на вход в под-
порные насосы. От каждого регулятора расхода на оборудование
устья одной из скважин подается необходимое количество рабо-
чей жидкости.
Все оборудование технологического блока размерами 3x12 м
имеет взрывобезопасное исполнение. В блок-боксе управления
размерами 3x6 м размещено комплектное устройство защиты и
управления электрооборудования установки, системы контроля
и пожаротушения.
Многоканальное оборудование устья скважины предназначе-
но для подвески колонн НКТ, изменения направления движе-
ния рабочей и добываемой жидкостей и приема гидропоршне-
вого насоса. Оборудование оснащено центральной и магистраль-
ными задвижками, четырехходовым трехпозиционным краном
и лубрикатором (приемной камерой).
Пакерное устройство типа УП-Д-35 применяется для отделе-
ния зоны всасывания от зоны нагнетания гидропоршневого на-
сосного агрегата и охватывает диапазон внутренних диаметров
обсадных колонн скважин 117,7... 155,3 мм. Устройство, состоя-
щее из пакера и разъединителя колонны, спускается в скважи-
ну на заданную глубину на колонне НКТ. Посадка пакера осу-
ществляется подачей жидкости под высоким давлением в НКТ,
а отсоединение от колонны — подачей жидкости в затрубное
пространство. После установки пакера спускается седло гидро-
21
поршневого агрегата, уплотняющееся своим хвостовиком в стволе
пакера. Колонна НКТ, заканчивающаяся седлом, подвешивает-
ся на устье скважины.
Насосный агрегат состоит из гидропоршневого насоса сбра-
сываемого типа, седла и обратного клапана.
Гидропоршневой насос, является исполнительным механиз-
мом, непосредственно осуществляющим откачку пластовой жид-
кости из’скважийЙГ/Это насос двустороннего действия, жестко
сййзанный np-jrwj* штоком с гидродвигателем двойного действия,
выше которого находится распределительное золотниковое уст-
ройство, предназначенное для изменения направления движе-
ния рабочей жидкости в зависимости от положения поршневых
групп. Команда на переключение золотникового устройства по-
ступает от узла распределения, расположенного между поршне-
вой группой насоса, оснащенной двумя узлами групповых ша-
риковых клапанов, и гидродвигателем.
Седло агрегата предназначено для образования в паре с насо-
сом герметично разделенных полостей различного давления, для
чего насос оснащен резиновыми манжетами. С помощью седла,
рабочая жидкость подводится к насосу и узлу распределения,
отводится добытая пластовая жидкость. При работе насоса ша-
рик обратного сбрасываемого клапана агрегата за счет избыточ-
ного пластового давления, приподнимается и открывает свобод-
ный доступ на прием насоса. При выпрессовке насоса из седла
шарик клапана под действием силы тяжести и давления рабочей
жидкости опускается в седло, исключая возможность перетока
жидкости из седла в зону всасывания насоса и обеспечивая вып-
рессовку.
В 1988—1989 гг. освоено серийное производство установок
гидропоршневых насосов УГН100-200-18, УГН25-150-25,
УГН40-250-20 и УГН1СО-380-15.
Установки применяются для добычи нефти из 2—8 наклонно
направленных скважин с содержанием в пластовой жидкости мех-
примесей до 0,1 и сероводорода до 0,01 г/л, воды до 99 % и тем-
пературой в зоне подвески гидропоршневого агрегата до 120 °C.
Основные параметры установок приведены в табл. 6.2.
Поскольку во всех установках используются гидропоршне-
вые насосы условного габарита для НКТ диаметром 73 мм, сква-
жинное оборудование для них универсально. Поверхностное обо-
22
Таблица 6.2
Установка Подача, м3 /сут Давление нагнетания, МПа Подача силовых насосов, м3/ч
всей установки ОДНОГО пог- ружного насоса
УГН25-150-25 150 25 25 11,5
УГН40-250-20 250 40 20 19,2
УГН 100-200-18 200 100 18 11,5
УГН160-380-15 380 160 15 19,2
рудование также в значительной степени унифицировано и от-
личается в наземной гидравлической станции только мощнос-
тью силовых насосных агрегатов и комплектным устройством
защиты и управления.
Базовым представителем ряда установок этого типа являет-
ся УГН100-200-18, опытный образец которой прошел промыш-
ленные испытания на Западно-Сургутском месторождении ПО
Сургутнефтегаз. На промыслах ОАО «Сургутнефтегаз» накоп-
лен значительный опыт эксплуатации нефтяных скважин УГПН
как отечественного, так и иностранного производства. На За-
падно-Сургутском месторождении проводится эксплуатация
комплекса оборудования гидропоршневых насосов фирмы Kobe
(США). В процессе эксплуатации подтвердилось предполо-
жение о достаточно высокой работоспособности и надежнос-
ти этого вида оборудования в условиях месторождений с боль-
шим содержанием серы, смол и парафина в добываемой про-
дукции.
Особый интерес представляют результаты работы гидропор-
шневых насосов, обеспечивающих откачку высокообводненной
нефти с мехпримесями.
Определены основные узлы и элементы насосов, изменение
геометрии рабочих поверхностей которых приводит к сниже-
нию работоспособности. Так, износ рабочих поверхностей зо-
лотника приводит к выходу насоса из строя, а износ пары пор-
шень — цилиндр — к снижению объемного КПД.
23
Ниже приведены величины износа (мм) подвижных пар тре-
ния насоса, отработавшего в скв. № 612 (наработка на отказ —
366 сут, или 15x106 циклов).
По головке золотника:
верхней ......................... 0,043+0,068
средней ...........................0,010+0,040
f, кижнеч* " ..................................0,023
ЗолОтнйк — управляющая втулка...........0,020
Верхний поршень — цилиндр...... 0,043+0,072
Нижний поршень — цилиндр.......0,025+0,030
Следует отметить, что определяющей характеристикой дол-
говечности работы насоса является число совершенных циклов
двойных ходов подвижных элементов, а не суточная наработка,
так как износ пар трения зависит от их пробега.
Аналогичные работы по определению интенсивности и сте-
пени износа рабочих поверхностей основных деталей (золотник,
цилиндр, поршень) были проведены и по отечественному насо-
су 1ГН59-89-160-15 №3, спущенному в скв. 1118 на кусте 83
Западно-Сургутского месторождения в составе опытной уста-
новки.
К рабочим поверхностям деталей предъявляются высокие тре-
бования по твердости и износостойкости.
В ОКБ БН проводились стендовые испытания гидропоршне-
вых насосов для определения влияния степени износа рабочих
поверхностей основных деталей на работоспособность конструк-
ции. Установлено, что она зависит как от величины зазоров под-
вижных пар трения, так и от кинематической вязкости жидко-
сти, применяемой в качестве рабочей в системе гидропривода.
Так, при одних и тех же значениях суммарных зазоров потеря
работоспособности при кинематической вязкости v = 5 мм2/с
наступает гораздо ранее, чем при v = 10... 12 мм2/с. Большое
значение имеют заложенные при изготовлении зазоры, опреде-
ляемые технологическими возможностями обрабатывающего обо-
рудования и методами упрочнения поверхностей.
В процессе изготовления детали упрочняются, как правило,
методом азотирования или нанесения слоя твердого хрома, бла-
24
годаря чему поверхности имеют твердость HRA 80 и приобре-
тают некоторую стойкость к коррозии [3].
Метод ионной азотации позволяет упрочнять поверхности при
более низкой температуре, чем при обычной газовой азотации.
При этом практически полностью исключается поводка даже
тонкостенных цилиндрических деталей, в результате чего отпа-
дает необходимость в последующей обработке.
Ответные азотированным детали желательно упрочнять ме-
тодом хромирования. Рабочая пара «хром—азотация» хорошо
противостоит износу при работе в жидкой среде, содержащей
твердые абразивные частицы и обладающей слабо-выраженны-
ми антифрикционными свойствами.
Совершенствование гидропоршневых насосов требует реали-
зации технических решений, обеспечивающих повышение ра-
ботоспособности и эффективности конструкции при использо-
вании воды в качестве рабочей жидкости, применяемой при до-
быче нефти с повышенным содержанием газа, коррозионно-ак-
тивных веществ, механических примесей.
6.1.3. ПОВЕРХНОСТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Наземные насосные агрегаты могут применяться как для при-
вода одного ГПНА, так и для нескольких, расположенных в раз-
личных скважинах. Для распределения жидкости между ними
используются распределительные гребенки со стабилизаторами
расхода рабочей жидкости. Поверхностное оборудование гидро-
поршневых насосных установок различается:
— по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жид-
кости (открытая или закрытая);
— по числу ГПНА, обслуживаемых одной наземной установ-
кой (индивидуальные или групповые).
Рассмотрим основные особенности установок.
Тип принципиальной схемы циркуляции рабочей жидко-
сти предопределяет способ возврата рабочей жидкости на по-
верхность. В установках с закрытой схемой жидкость после
совершения ею полезной работы из гидродвигателя по отдель-
25
ному каналу поднимается на поверхность. Продукция пласта,
выходящая из скважинного насоса, поднимается по своему
отдельному 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
жидкости к агрегату, для ее отвода и для подъема пластовой
жидкости. Достоинством этой схемы являются незначительные
потери рабочей жидкости, определяемые только лишь утечка-
ми из системы привода. Следует заметить, что производитель-
ность системы подготовки рабочей жидкости всей установки в
значительной степени зависит от качества подготовки рабочей
жидкости.
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
обработки большого количества рабочей жидкости, что требует
применения сложных и высокопроизводительных систем для ее
подготовки.
Принципиальные схемы установок обоих типов приведены
на рис. 6.7. 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). Сква-
жинный 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 поднимается на поверхность по колонне труб 6, а в уста-
новке с закрытой схемой — по отдельной колонне 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 трубо-
проводу 9 поступает на прием силового насоса 2, а остальная
часть потока вместе с отдельными примесями направляется в
сборный промысловый коллектор.
26
Рис. 6.7. Принципиальные схемы обустройства
поверхностного оборудования гидропоршневых насосных установок
(слева — открытая, справа — закрытая)
В установке с закрытой схемой рабочая жидкость возвраща-
ется в буферную емкость устройства подготовки 8, откуда трубо-
проводом 9 направляется на прием силового насоса 2. Пласто-
вая жидкость из колонны 7 отводится в сборный промысловый
коллектор, а небольшая часть жидкости (1—2 %) по трубопрово-
ду 10 направляется в устройство подготовки 8 для компенсации
потерь рабочей жидкости.
По принципу действия скважинного насоса ГПНА существу-
ющие конструкции можно разделить на группы с насосами оди-
нарного, двойного и дифференциального действия.
Блок подготовки рабочей жидкости имеет параметры, обус-
ловленные, прежде всего, типом гидравлической схемы установки:
закрытой или открытой. В первом случае его производитель-
ность 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 вызы-
вает трудностей, то очистка ее для установок с открытой схемой
Достаточно сложна.
Высокие требования к качеству рабочей жидкости предопре-
деляются, в конечном счете, долговечностью, которой должны
обладать и силовой насос и ГПНА. Невыполнение этого требо-
27
вания, например, в отношении содержания абразива будет при-
водить к интенсивному изнашиванию пар трения: плунжер- уп-
лотнение в насосе, поршень — цилиндр, детали золотника и
клапанов в ГПНА, увеличение содержания коррозионно-актив-
ных компонентов — к коррозии внутренних полостей, в том
числе и рабочих поверхностей, гидросистемы.
На энергетические показатели установок большое влияние
окцзывает| вязкрсдь-нефти — превышение определенного ее зна-
чемия приводит к^рсзкому снижению КПД, что обусловливается
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 смазы-
вающие свойства и являющейся ингибитором коррозии. При-
менение ее приводит к увеличению КПД, но одновременно по-
вышает требования к герметичности резьбовых соединений ко-
лонн насосно-компрессорных труб. Вопрос о рациональной сте-
пени очистки рабочей жидкости определяется на основании
технико-экономических расчетов, в основу которых заклады-
ваются с одной стороны стоимость подготовки рабочей жидко-
сти, а с другой стороны — стоимость ремонта или замены обо-
рудования, 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, занимающий при применении свободного
ГПНА порядка 4 ч, в ряде случаев считается целесообразным
при применении открытых гидравлических схем рабочую жид-
кость отстаивать в резервуаре и доводить содержание абразива
до 0,5 г/л. Схема простейшей установки для подготовки рабо-
чей жидкости включает трехфазный сепаратор, отделяющий
свободный газ и воду от нефти, и буферную емкость для хране-
ния и отстаивания нефти представлена на рис. 6.8. Иногда в
эту схему включается устройство для дозирования и подачи в
рабочую жидкость химических реагентов, например, для внут-
рискважинного деэмульгирования пластовой жидкости.
28
Рис. 6.8. Схемы компоновки поверхностного оборудования
гидропоршневой насосной установки фирмы TRIKO Industries, Inc (США)
при обвязке и эксплуатации одной скважины и группы скважин
6.1.4. НЕКОТОРЫЕ РАСЧЕТНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ
РАБОЧИХ ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ ПОДБОРА
ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
При выборе установки гидропоршневого насоса основная
задача — определение ее схемы и параметров комплектующего
оборудования (скважинного и наземного). Исходные данные
расчетов принимаются из промысловых данных, за исключе-
нием размеров НКТ, которые выбираются в зависимости от
29
схемы гидропоршневой насосной установки (ГПНУ). Схему
ГПНУ выбирают в зависимости от объема добычи и размера
обсадной колонны скважины. В принципе для малых отборов
можно применять схему ГПНУ с замкнутой циркуляцией ра-
бочей жидкости и со сбрасываемым погружным агрегатом, при
средних отборах — со смешиванием рабочей и добываемой жид-
костей и со сбрасываемым агрегатом, а для больших отборов —
суемы ГПНУ р?щот^жным агрегатом, спускаемым на НКТ. Так,
например, установки со сбрасываемым погружным агрегатом
можно применять в зависимости от схемы подъема рабочей жид-
кости и схемы спуска труб при следующих параметрах:
1) при замкнутой схеме циркуляции рабочей жидкости, двух
параллельных колоннах НКТ и установке пакера в скважи-
не — для добычи до 100 м3/сут, если обсадные трубы диа-
метром 168 мм, и около 20 м3/сут, если диаметр 146 мм;
2) при смешивании рабочей жидкости с добываемой, одной ко-
лонне НКТ и пакере — для добычи примерно до 500 м3/сут,
если обсадные трубы диаметром 168 мм, и 300 м3/сут, если
диаметр 146 мм.
При больших подачах необходимо применять погружные аг-
регаты, спускаемые в скважину на колонне НКТ.
Структура расчетов по подбору гидропоршневых насосов
Расчет параметров узлов установки ГПНУ содержит в основ-
ном следующие этапы:
1. Определение глубины необходимого погружения насоса под
динамический уровень при заданном коэффициенте наполне-
ния' насоса, газовом факторе (с учетом гидравлического сопро-
тивления во всасывающем клапане насоса).
2. Определение глубины спуска насоса в скважину с учетом
расположения динамического уровня жидкости и погружения
насоса под этот уровень.
3. Выбор типоразмера погружного агрегата.
4. Выбор параметров и состава наземного оборудования.
Глубина необходимого погружения насоса под динамичес-
кий уровень определяется так же, как и в подобных расчетах для
штанговых насосов. При определении глубины спуска насоса в
30
скважину рассчитывают глубину расположения динамического
уровня по известному расположению статического уровня, ко-
эффициенту продуктивности и заданному объему отбираемой
жидкости. Глубина спуска насоса будет равна сумме глубины
расположения динамического уровня жидкости в скважине и
глубины погружения насоса под этот уровень.
Типоразмер погружного агрегата выбирается по подаче и на-
пору насоса и габариту погружного агрегата. Подача насоса за-
дана. Напор, который должен развивать погружной насос, оп-
ределяется в случае, если добытая жидкость поднимается по
свободной внутренней полости НКТ и применена замкнутая
циркуляция жидкости. При подъеме жидкости по кольцевому
пространству в этой формуле должны быть изменены зависи-
мости, принятые для определения работы газа в подъемном
канале, и определения сопротивления потоку в нем. Также уточ-
няются эти зависимости и при смешивании добытой и рабочей
жидкостей.
Габариты погружного агрегата выбираются в зависимости от
принятой схемы обустройства скважины (параллельные или кон-
центричные колонны, использование пакера), принятой схемы
циркуляции рабочей жидкости и диаметра обсадной колонны
скважины.
Параметры поверхностного оборудования, а это прежде всего
подача и давление рабочей жидкости, определяются в зависимо-
сти от размеров выбранного погружного агрегата. Объем подачи
рабочей жидкости зависит от диаметра, длины хода и частоты
ходов плунжера двигателя погружного агрегата. При расчете этого
объема необходимо учесть утечки жидкости в системе, потери
жидкости на переключение золотника. При расчете давления
рабочей жидкости у поверхностного насоса учитываются разме-
ры поршней двигателя и насоса, штока, соединяющего поршни,
потери напора в трубах и в самом погружном агрегате, силы
трения движущихся деталей в агрегате.
Определение расхода рабочей жидкости
При подборе гидропоршневого насоса необходимо стремить-
ся к максимальному сокращению удельного расхода рабочей жид-
кости (расхода на тонну добываемой нефти).
31
Расход рабочей жидкости (м3/сут) будет равен
Qpa6 = 1440 (2F2~f)s п Кр , (6.1)
где F2 — площадь поперечного сечения плунжера погружно-
го двигателя в м2; f— площадь поперечного сечения штока, м2;
5 — длина хода плунжера погружного двигателя, м; п — число
дойных‘ходов Плунжера в минуту; К — коэффициент расхода
рабочей жидкос-rii (отношение фактического расхода к теорети-
ческому).
Определение силового давления рабочей жидкости
Для определения давления (напора) рабочей жидкости у си-
лового (поверхностного) насоса пользуются уравнением равно-
весия статических сил, действующих на плунжеры погружного
агрегата (двигателя и насоса) при ходе их вверх и вниз (рис. 6.9).
FiP„ + (^i -Г)Р„ + Ртр ^(^-ЛРр + ^Рп, (6.2)
F2p"p + (F, + /)рп = (Р2 + /)рн + FlP„ + ртр (6.3)
где Fv F2 w f — площади сечения соответственно плунжера
насоса, плунжера двигателя и штока в м2; Рн — давление столба
нагнетаемой жидкости с учетом потерь напора в подъемной ко-
лонне; Р — давление подпора, определяемое погружением на-
соса под динамический уровень жидкости в скважине, МПа,
Р — потери напора в погружном агрегате (механическое трение
в плунжере и штоке), МПа;
Р' и Рр — давление рабочей жидкости у плунжера двигателя
погружного агрегата при ходе вверх и вниз, МПа.
Из этих уравнений находят Р' и Р" .
Среднее давление рабочей жидкости на входе в погружной
агрегат
(6.4)
Найденное количество рабочей жидкости и ее давление у
поверхностного насоса дают возможность подобрать его по
32
р
Рис. 6.9. Расчетная схема сил,
действующих на плунжерную группу
гцдропоршневого агрегата:
а — при ходе вверх; б ~ при ходе вниз
каталогам. При выборе насоса надо учи-
тывать, что он должен работать непрерыв-
но и длительно и что при индивидуаль-
ных установках насосы располагаются в
легких укрытиях.
Поскольку длинные колонны труб —
очень хороший компенсатор, сглаживаю-
щий колебания давления рабочей жидко-
сти, то возможное неравенство расчетных
давлений рабочей жидкости при ходе
плунжеров вверх и вниз практически оз-
начает, что скорость движения их вверх и
вниз различна.
После выполнения рабочего хода плун-
жерной группы рабочая жидкость вытесняется и смешивается с
откачиваемой скважинной жидкостью. Потери напора при дви-
жении смешанной жидкости от погружного агрегата по колонне
НКТ и далее до приемного резервуара определяются по формуле
Дарси—Вейсбаха:
h = К НП /2g(rf - d ),
см с 2 ' 04 п ц7 ’
(6.5)
где К — коэффициент гидравлического сопротивления; dn —
внутренний диаметр подъемных труб, м; da — наружный диа-
метр напорных (центральных) труб, м.
Для определения К надо знать число Рейнольдса Re, которое
зависит от скорости течения жидкости V.
Давление рабочей жидкости (МПа) у силового насоса будет
Р = Р + Р - Р;
сн р пр г’
(6.6)
где Р — потери напора в колонне, подводящей рабочую
жидкость к погружному агрегату, МПа (определяются по
33
з Ив
формуле Дарси—Вейсбаха); Рг — гидростатический напор столба
рабочей жидкости в трубах, МПа.
При высоком газовом факторе для повышения коэффициен-
та подачи необходимо либо увеличивать глубину погружения
насоса под динамический уровень, либо устанавливать ниже
насоса газовый якорь.
> Опр^делениемощности и коэффициента полезного действия
* - гидропоршневой установки
Полезная мощность погружного агрегата (кВт)
102
(6.7)
где Q — подача насоса в м3/с, Нк = Н — h + hn— манометри-
ческий напор в м ст. жидк. (Н — глубина спуска насоса, h —
глубина погружения насоса под динамический уровень, /zr с —
гидравлические сопротивления в трубопроводе от погружного
агрегата до приемного резервуара на поверхности). Полная мощ-
ность (кВт) всей установки
где Qpa6 — расход рабочей жидкости в м3/с, Р — среднее
давление рабочей жидкости на выходе из силового насоса; ц с —
КПД силового агрегата (электродвигателя привода, механичес-
кой передачи, силового насоса).
Общий КПД установки
(6.9)
34
X 6.2. СКВАЖИННЫЕ СТРУЙНЫЕ
НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
В последние десятилетия ведутся активные поиски новых
способов добычи нефти, особенно в области эксплуатации на-
клонных скважин. При использовании бесштанговых гидропри-
водных струйных насосных установок вместо УСШН в скважи-
нах со значительной кривизной ствола энергетические затраты
существенно снижаются, а межремонтный период (МРП) сква-
жинного оборудования увеличивается. Компактность, высокие
монтажеспособность, эффективность и степень унификации уз-
лов позволяют применять гидроприводные насосные установки
при эксплуатации кустовых скважин в труднодоступных райо-
нах Сибири и на морских месторождениях.
Изменение условий эксплуатации многих нефтяных место-
рождений, связанное с увеличением числа объектов разработки
в труднодоступных северных районах и на континентальном
шельфе, вызвало возрождение интереса к струйным насосным
установкам.
6.2.1. КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИННЫХ
СТРУЙНЫХ НАСОСОВ
Струйные насосы являются разновидностью гидроприводных
насосов, и они обладают всеми достоинствами этого вида обо-
рудования. Благодаря своим конструктивным особенностям
струйные аппараты отличаются высокой надежностью и эффек-
тивностью, особенно в осложненных условиях эксплуатации,
например при добыче пластовой жидкости со значительным со-
держанием механических примесей, коррозионно-активных ве-
ществ и из наклонно направленных скважин.
К преимуществам струйных насосов относят их малые габа-
риты, большую пропускную способность и возможность стабиль-
но отбирать пластовую жидкость с высоким содержанием сво-
бодного газа. Кроме того, проста конструкция установок, отсут-
ствуют движущиеся детали, возможно исполнение струйного
насоса в виде свободного, сбрасываемого агрегата.
35
В струйном насосе или инжекторе (рис. 6.10) поток откачи-
ваемой жидкости перемещается от забоя скважины до устья
скважины за счет получения энергии от потока рабочей жид-
кости, подаваемого поверхностным силовым насосом с устья
скважины.
Рис. 6.10. Схема струйного насоса (в)
и движение жидкостей в нем (б):
1 — подвод откачиваемой жидкости; 2 — подвод рабочей жидко-
сти; 3 — входное кольцевое сопло; 4 — рабочее сопло; 5 — камера
смешения; 6 — диффузор; I — невозмущенная откачиваемая жид-
кость; II — пограничный слой; III — невозмущенная рабочая жид-
кость (ядро)
Нагнетание скважинной жидкости осуществляется благодаря
явлению эжекции в рабочей камере, т.е. смешению скважинной
жидкости с рабочим потоком жидкости, обладающим большой
энергией, см. рис. 6.10.
Режим работы струйного насоса характеризуется следующи-
ми параметрами: рабочий напор //р, затрачиваемый в насосе и
равный разности напоров рабочего потока на входе в насос
(сечение В—В) и на выходе из него (сечение С—С), полезный
напор Нр, создаваемый насосом и равный разности напоров
подаваемой жидкости за насосом (сечение С—С) и перед ним
36
(сечение А—А); расход рабочей жидкости полезная подача Qo.
КПД струйного насоса равен отношению полезной мощности
к затраченной
п_6о^п
QlHp
и может достигать величины КПД = 0,2...0,35. Такое значение
КПД струйных насосов обусловлено большими потерями энер-
гии, сопровождающими рабочий процесс: в камере смешения
(на вихреобразование и гидравлическое трение жидкости о стенки
камеры); в элементах насоса, подводящих и отводящих жидкость
(в рабочем и кольцевом сопле и диффузоре).
Струйный насос работает следующим образом. При истечении
рабочей жидкости со скоростью V\ из сопла в затопленное про-
странство сразу за передним срезом сопла на поверхности струи
возникает область смешения. Быстрые частицы проникают в ок-
ружающий медленный поток невозмущенной жидкости, подса-
сываемый через кольцевой проход в камеру со скоростью И и
передают ей энергию. Этот процесс, основанный на интенсив-
ном вихреобразовании, происходит в непрерывно утолщающем-
ся по длине струйном пограничном слое. Вместе с тем внутрен-
няя область рабочей струи, а именно ее ядро и внешняя область
невозмущенной подсасываемой жидкости — постоянно умень-
шаются и на расстоянии L от рабочего сопла потоки рабочей и
откачиваемой жидкости уже полностью перемешаны. На даль-
нейшем участке камеры смешения происходит только выравни-
вание профиля скоростей потока жидкости. Чаще всего в струй-
ных насосах применяют цилиндрические камеры смешения, тех-
нологические простые в изготовлении и обеспечивающие отно-
сительно высокий КПД.
Для преобразования достаточно высокой скорости потока в
камере смешения в давление поток направляется в диффузор.
Схема струйного насоса представлена на рис. 6.11. Струйный
аппарат является сменным узлом. В нем устанавливаются насад-
ка и камера смешения, изготовленные из износоустойчивых
материалов. Насадки и камеры смешения выполняются с раз-
ными диаметрами проходного канала и подбираются в зависи-
мости от параметров скважины, давления рабочей жидкости,
37
необходимой подачи и т.п. Насос совме-
стно с пакером спускают в скважину на
колонне НКТ. Струйный аппарат может
извлекаться из скважины и устанавли-
ваться путем изменения направления
потока рабочей жидкости.
Технические характеристики
Производительность, м3/сут..... 30—1200
Давление рабочей жидкости,
от ППД/ГПНУ, МПа............ 10-21,0/40,0
Напор насоса, м............... 250—1500
Коэффициент полезного действия, %.36
Габаритные размеры, мм:
длина/диаметр...... 1600 (1200)/132 (107)
Масса насоса, кг............ 48,8 (28,8)
Эффективность передачи энергии по-
током рабочей жидкости зависит от кон-
струкции основных элементов насоса, оп-
ределяемой соотношением площадей по-
перечных сечений рабочего и кольцево-
го сопла и камеры смешения.
Если площадь поперечного сечения
рабочего сопла составляет 50—60% пло-
щади камеры смешения, то насос можно
назвать высоконапорным. В этом случае
площадь поперечного сечения кольцево-
го сопла сравнительно мала, что умень-
шает расход откачиваемой жидкости по
Рис. 6.11. Конструкция скважинного
струйного насоса (з-д Нефтемаш):
I — корпус насоса; 2 — струйный аппарат; 3 —
насадок; 4 — камера смешения; 5 — сдвоенный
обратный клапан
38
сравнению с расходом рабочей жидкости. При этом гидравличес-
кая энергия передается сравнительно малому объему откачивае-
мой жидкости и развивается высокий напор.
Если же площадь рабочего сопла не превышает 20 % площа-
ди камеры смешения, то соответственно увеличивается объем
откачиваемой жидкости и, следовательно, уменьшается разви-
ваемый напор. Такие насосы относятся к низконапорным.
Чтобы удовлетворить различным требованиям условий рабо-
ты насоса в-скважинах (по подачам и напорам), необходимо
подобрать сочетания площадей проходных сечений.
Основные фирмы-изготовители выпускают комплекты струй-
ных насосов с набором рабочих сопел (насадок) различных раз-
меров и несколькими (от 1 до 6) комплектами камер смешения
(горловин) для каждой насадки.
Площади поперечных сечений рабочих сопел струйных насо-
сов фирм: Kobe, National и Cuiberson изменяются в диапазоне
1,03—250,00 мм2, площадь камеры смешения этих насосов —
2,84—1390 мм2.
Выбор соотношения размеров рабочего сопла и камеры сме-
шения зависит от условий эксплуатации. Зарубежные фирмы
наиболее часто используют струйные насосы с соотношением
площадей сопла и горловины 0,235—0,400.
Малые габаритные размеры и возможность работы струйных
насосов при прямой и обратной циркуляции рабочей жидкости
позволяют применять различные конструктивные схемы сква-
жинного оборудования.
Так, в каталогах фирмы TRIKO Industries, Inc. представлены
«свободные» струйные насосы в сочетании с двумя параллель-
ными или коаксиальными рядами НКТ, а также с НКТ, уста-
новленными на пакере. Оригинально решение, в котором струй-
ный насос устанавливается в клапанной камере скважинного
газлифтного оборудования.
Все виды струйных насосов могут эксплуатироваться в сква-
жинах со значительным искривлением ствола и большим содер-
жанием механических примесей и свободного газа в откачивае-
мой жидкости.
Струйные насосы могут применяться при освоении скважин
по окончании бурения, при очистке призабойной зоны добыва-
ющих и нагнетательных скважин, а также при комплексном при-
39
менении метода создания циклических депрессий — репрессий
в сочетании с другими методами воздействия на пласт.
В СКТБ «Недра» ИваноФранковского института нефти и
газа [4] с участием конструкторов Калушского завода «Карпат-
нефтемаш» была разработана и усовершенствована конструкция,
стационарного аппарата, которому присвоен шифр УОС-1 М.
В этой конструкции не используются дефицитные цветные ме-
таллы и уплотнительные резиновые кольца, а также значитель-
но^уменьшена материалоемкость. При изготовлении аппарата
данной конструкции существенно снижается трудоемкость фре-
зерных и токарных работ, упрощается сборка. Струйные аппа-
раты указанных конструкций предназначены для добычи нефти
или других жидкостей из скважин, а также для воздействия на
пласт. Стационарный струйный аппарат УОС-ДМ состоит из
корпуса, камеры смешения с технологической заглушкой, твер-
досплавной насадки, запрессованной в гнездо и шара. Наруж-
ный диаметр устройства уменьшен со 107 до 96 мм, длина —
с 650 до 460 мм, а масса его составляет 11 кг.
Вставной струйный аппарат УЭОС-1 состоит из корпуса и эжек-
торного насоса. Эжектируемая из пласта жидкость поступает в ка-
меру смешения по каналам корпуса устройства. Конструкция уст-
ройства дает возможность устанавливать и извлекать из внутрен-
ней полости корпуса эжекторный насос, а также транспортировать
его в полости НКТ диаметром не менее 73 мм. Максимальный
наружный диаметр эжекторного насоса 55 мм.
Эжекторный насос включает в себя хвостовик, корпус,
гнездо с запрессованной в него твердосплавной насадкой
(соплом), смеситель и наконечник. Эжекторный насос гер-
метизируется в корпусе устройства с помощью уплотнитель-
ных элементов, выполненных из фторопластового материала
или асборезиновой смеси. Уплотнительные элементы и со-
единение смесителя с корпусом фиксируются соответственно
гайками. Минимальный внутренний диаметр (46 мм) корпуса
позволяет пропускать через него глубинные манометры диа-
метром до 42 мм автономно или совместно с эжекторным на-
сосом. В последнем случае оперативно оценивается создавае-
мая депрессия на пласт. Соединение глубинного манометра с
эжекторным насосом фиксируется посредством установочного
винта.
40
Функциональные возможности устройства УЭОС-I по срав-
нению с УОС-1 и УОС-1М расширены и позволяют, изменять
режим воздействия на пласт за счет быстрой замены эжекторно-
го насоса без подъема НКТ, замерять создаваемую депрессию на
пласт, вводить скважины в эксплуатацию без замены глубинно-
го оборудования (при газлифтном способе добычи нефти) [4].
Рис. 6.12. Стационарный струйный
аппарат УОС-1
Рис. 6.13. Стационарный струйный
аппарат УОС-ДМ
41
Струйный аппарат с попутными рабочими потоками УСДП-1,
позволяет совмещать различные виды искусственного воздей-
ствия на пласт (кислотное, термокислотное, обработка ПАВ) с
циклическим депрессионным воздействием. Применение струй-
ного аппарата данного типа становится необходимым в том слу-
чае, когда перед созданием многократных мгновенных депрес-
сий — репрессий необходимо создать высокое давление на пласт,
а прочность обсддйбй колонны, исходя из расчета на внутрен-
нее давление, -не, позволяет реализовать такой технологичес-
кий процесс. УСДП-1 состоит из корпуса и встроенного в него
эжекторного насоса. На корпусе устройства установлен запор-
ный элемент, который выполнен в виде дифференциальной
втулки, перекрывающей каналы для выхода жидкости в зат-
рубное пространство. Втулка фиксируется на корпусе устрой-
ства с помощью винта и гайки, а уплотнение достигается за
счет колец. Конструкция запорного элемента обеспечивает на-
дежное разобщение внутренней полости НКТ и затрубного про-
странства.
После создания в затрубном пространстве скважины рас-
четного давления втулка перемещается по корпусу устройства
в крайнее нижнее положение и открываются каналы для выхо-
да жидкости из насоса. Вследствие того, что площадь верхней
торцовой части втулки больше площади ее нижней торцовой
части, возникает направленная вниз результирующая сила, под
действием которой втулка перемещается. В гнезде выходного
канала устройства установлен шаровой клапан, предназначен-
ный для проверки пакера на герметичность в процессе прове-
дения работ с устройством. Эжекторный насос фиксируется в
корпусе пробкой. Перед началом работ по очистке призабойной
зоны пласта в прямоточный канал устройства через НКТ сбра-
сывается шар, после установки которого в гнезде этот канал пе-
рекрывается и рабочая жидкость, подаваемая с поверхности на-
сосными агрегатами, направляется к соплу насоса. При истече-
нии жидкости из сопла в приемной камере устройства и соот-
ветственно под пакером создается зона пониженного давления,
вследствие чего жидкость эжектируется из подпакерного про-
странства и создается депрессия на пласт. Смешанный поток
поступает в диффузор и далее по затрубному пространству дви-
жется вверх к устью скважины.
42
Конструктивно устройство выполнено для использования
в обсадных колоннах с наружным диаметром 140 мм и более.
Максимальный наружный диаметр устройства (108 мм) не пре-
пятствует его свободному прохождению в выбранных колон-
нах. Благодаря достаточно большому внутреннему диаметру
прямоточного канала — 26 мм не создаются чрезмерные гид-
равлические сопротивления при движении рабочей жидкости.
Внутренний диаметр канала для установки струйного насоса —
42 мм дает возможность размещать насос в корпусе и демонти-
ровать его при проведении профилактических или ремонтных
работ.
Технические данные, характеризующие струйные аппараты,
приведены в табл. 6.3 [4].
Следует отметить, что фактическое увеличение отборов за счет
установки струйных насосов со временем повышалось.
В течение всего периода эксплуатации струйные насосы ред-
ко простаивают благодаря строгому выполнению налагаемых
фирмами изготовителями ограничений по максимальной мощ-
ности привода, поддержанию в заданных пределах рабочего дав-
ления.
В настоящее время совершенствуются схемы инжекторов, по-
вышается гибкость рабочих характеристик, расширяется область
применения оборудования для эксплуатации струйных насосов.
Известны скважинные насосные установки, которые со-
держат инжектор и лабиринтный канал, образованный маг-
нитными кольцами, установленными на внутренней поверх-
ности камеры смешения и наружной поверхности диффузо-
ра. При работе струйного насоса часть жидкости перетекает
по лабиринтному каналу обратно в камеру смешения, прохо-
дя при этом магнитную обработку, благодаря чему снижает-
ся отложение солей, содержащихся в пластовой жидкости,
на поверхности установки. Такое решение расширяет область
применения струйных насосов, и увеличивает МРП работы
скваЬкины.
наряду с тем, существует скважинная насосная установка,
содержащая струйный насос и устройства для нагнетания теп-
лоносителя, т.е. перегретого пара в продуктивный пласт сква-
жины. Эта установка предназначена для периодической эксп-
луатации скважин с последующей обработкой пласта и НКТ
43
Таблица 6.3
Технические характеристики струйных аппаратов
Показатели УОС-1 УОС-1 м УСДП-1 УЭОС-1
Максимальное рабочее давление, МПа 50 50 50 50
Максимальная температура окружающей среды, °С^ 120 120 120 120
ЙЮочая жидкость Внутренний диаметр насадки, мм 6 Техническ 6 ая вода 6 6
камеры смешения, мм 8 8 8 8
Габаритные размеры, мм: диаметр 107 96 108 98
длина 650 460 450 750
Масса устройства без упаковки, кг 27 11 30 24
Коэффициент эжекции при расходе рабочей жидкости 4,5 л/с 0,2 0,2 0,2 0,2
Установленная безотказная наработка, ч 200 200 200 200
Назначенный ресурс работы, ч (не менее) 700 700 700 700
Примечание. Максимальная создаваемая депрессия на пласт равна пластовому
давлению.
теплоносителем. Скважина оборудована струйным насосом, ра-
бочим агентом в котором является пар, подаваемый с поверх-
ности. При уменьшении дебита скважина переводится на ре-
жим нагнетания пара в пласт. Для этого подача пара на неко-
торое время прекращается, а в затрубное пространство подает-
ся под давлением жидкость, которая обеспечивает переключе-
ние скважинного устройства. Пар перестает поступать в рабо-
чее сопло насоса и проходит через кольцевой зазор устройства
в пласт.
Перевод скважинной насосной установки на режим отбора
пластовой жидкости осуществляют, поднимая колонну НКТ до
упора стопорной втулки и открытия нагнетательного патрубка
струйного насоса.
Наряду с рассмотренными вариантами применением струй-
ных насосов имеются и другие области применения.
44
6.2.2. ПОВЕРХНОСТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
СТРУЙНЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Струйные аппараты спускают в скважину на расчетную глуби-
ну на колонне НКТ вместе с пакером, опрессовочным седлом,
циркуляционным клапаном и фильтром-хвостовиком (рис. 6.14).
Пакер при необходимости устанавливают над испытуемым пла-
стом.
Аналогичность поверхностного (наземного) оборудования
установок струйных насосов и гидропоршневых насосных уста-
новок обеспечивает быстрый перевод скважин с работы гидро-
поршневого насоса на струйный насос и наоборот при измене-
нии динамического уровня, и продуктивности пласта.
Циркуляционный клапан (рис. 6.15) располагают выше мес-
та установки струйного аппарата на одну трубу колонны НКТ,
а опрессовочное гнездо над циркуляционным клапаном.
С помощью насосных агрегатов (ЦА-320, ЦА-400, 4АН-700 и др.),
установленных непосредственно на устье скважины, рабочая
жидкость подается по колонне НКТ к струйному насосу. Выте-
кая с большой скоростью (200—280 м/с) из насадки и эжектора,
рабочая жидкость инжектирует жидкость из подпакерной зоны.
В камере смешения струйного насоса происходят энергообмен
между потоками рабочей и инжектируемой жидкостей и вырав-
нивание профилей скорости по сечению камеры смешения.
Смешанный поток поступает в диффузор, где кинетическая энер-
гия преобразуется в потенциальную энергию статического дав-
ления. Жидкость, выходящая их диффузора струйного насоса,
движется к устью скважины по затрубному пространству.
Устройства УОС-1 (УОС-1М), УЭОС-1, УСДП-1 применя-
ются для создания длительно действующей на пласт депрессии,
а также для воздействия на пласт в режиме
Струйные аппараты УЭОС-1 и УСДП-1 позволяют закачать кис-
лоту в ПЗП, а затем откачать из пласта, в технологически установлен-
ное время, продукты реакции кислоты с породой с последующим
циклическим воздействием на ПЗП путем создания многократных
Депрессий — репрессий.
Струйные насосы УОС-1 (УОС-1 М), УСДП-1 и корпус встав-
ного аппарата УЭОС-1 устанавливаются на колонне НКТ. Встав-
ная часть УЭОС-1 доставляется к месту установки корпуса под
45
1 — нижний пакер; 2 — обратный клапан; 3 — гидропоршневой или струйный
насосный агрегат; 4 — седло; 5— наконечник с пакером; 6 — эксплуатационная
колонна труб; 7 — четырехходовой клапан; 8 — силовой плунжерный насос
триплекс; 9 — трехфазный сепаратор; 10 — циркуляционный насос; 11 — гид-
роциклонные очистители; 12 — контрольный клапан, регулятор потока
действием силы собственной массы и после выполнения тех-
нологических операций извлекается на поверхность с помо-
щью каната. Установленный в нижней ее части глубинный ма-
нометр фиксирует снижение давления и числа цикуюв депрес-
сии — репрессии в течение, всего технологического процесса.
Применение УСДП-1 позволяет проверять герметичность
пакера но только в начальный период, но и в любой момент
46
Рис. 6.15. Циркуляционный клапан:
] __ корпус; 2 — втулка; 3 — уплотнительное коль-
цо- 4 — шар; 5 — упорное кольцо; 6 — штифт
депрессия — репрессия
технологического процесса, а благода-
ря попутному движению рабочей, ин-
жектируемой и смешанной жидкостей
уменьшаются потери давления в рабо-
чих органах аппарата.
Гидродинамический испытатель
УГКП-1 спускают на каротажном ка-
беле внутрь колонны НКТ до места его
установки в корпусе. При этом нали-
чие датчика давления и установленно-
го в нижней части испытателя регули-
руемого обратного клапана позволяет
передавать по кабелю на наземный
осциллограф кривые притока и кри-
вые восстановления давления (КВД)
либо сведения о давлении на пласт при воздействии на него
многократными депрессиями — репрессиями. Возможность по-
лучения КВД непосредственно на устье скважины до и после
технологического воздействия на ПЗП многократными депрес-
сиями — репрессиями либо другими методами (кислота, 11ЛВ,
топло, ультразвук и т.п.) позволяет оценивать изменение филь-
трационных свойств пород в призабойной зоне и степень их
очистки.
Таким образом, вся гамма струйных аппаратов позволяет со-
здавать депрессию на пласт, обеспечивать выдержку во времени
на приток при заданной депрессии и также быстро восстанав-
ливать гидростатическое давление на пласт. Под понятием быстро
подразумевается снижение давления в камере инжекции от гидро-
статического до вакуума за время от нескольких секунд до 1—2 мин.
Струйные насосы могут применяться при освоении скважин
по окончании бурения, при очистке ПЗП добывающих и нагне-
тательных скважин, а также при комплексном применении ме-
тода создания циклических депрессий — репрессий в сочетании
с Другими методами воздействия на пласт.
47
Жидкостно-газовые эжекторы могут применяться в различных
областях техники, в том числе в нефтегазодобывающей промыш-
ленности для утилизации низконапорных газов, для перекачки и
компримирования попутных нефтяных газов в нефтепромысло-
вой системе сбора, подготовки и транспорта продукции сква-
жин. Изотермический коэффициент полезного действия ЭЖГ i
0,4 достигнут за счет оптимизации геометрических параметров.
^Прих1енение струйных насосов наиболее рационально в на-
клонно направленных скважинах и скважинах со значительным
содержанием в продукции коррозионно-активных веществ, ме-
ханических примесей, при средней глубине динамического уровня
(до 1500 м) и из скважин со средними и высокими дебитами.
К недостаткам струйных насосов можно отнести относитель-
но низкий КПД, необходимость погружения насосов на большую
глубину (не менее 20 % от динамического уровня в скважине), -
уменьшение подачи насоса при откачке жидкости с большим
содержанием свободного газа.
Направлениями развития этого вида оборудования являются
повышение энергетических показателей струйных насосов, обес-
печение автоматического перехода с режима на режим при из-
менении условий эксплуатации, создание струйных насосов для
работы на многофазных смесях в многопластовых скважинах.
6.3. СКВАЖИННЫЕ ГИДРОШТАНГОВЫЕ
НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Гидроштанговые насосные установки также как и гидропор-
шневки установки относятся к разряду гидроприводных насос-
ных установок, в которых передача энергии с устья скважины к
скважинному насосу выполняется через столбы жидкости в тру-
бах. Гидроштанговая насосная установка — это объемный гид-
ропривод скважинного прямодействующего возвратно-поступа-
тельного плунжерного или поршневого насоса. Рабочий ход плун-
жерной группы выполняется под действием избыточного давле-
ния в гидроштанге, а возвратный ход — гидравлическим, механи-
ческим — грузовым, пневматическим и комбинированным спо-
собами. В отличие от гидропоршневых насосов в конструкциях
этих насосов золотниковое распределительное устройство распо-
лагается в поверхностном силовом насосном блоке.
48
6.6.1. СХЕМЫ СКВАЖИННЫХ ГИДРОШТАНГОВЫХ
НАСОСОВ И ДВИГАТЕЛЕЙ
Простота принципиальных схем скважинных плунжерных и
поршневых насосов с передачей энергии к поршню гидродвига-
теля посредством так называемой «гидравлической штанги» давно
привлекает внимание конструкторов и изобретателей. Понятие
«гидроштанга» подразумевает по аналогии со штанговой колон-
ной СШНУ циклическую передачу энергии сжатием жидкости в
колонне НКТ и в кольцевом пространстве. Столб жидкости вы-
полняет роль штанговой колонны, но не стальной, а гидравли-
ческой. Некоторые схемы гидроштановых насосов приведены
на рис. 6.16.
В 1946 г. был разработан отечественный гидроштанговый на-
сос, в результате испытаний которого в скважине объединения
«Укрнефть» была подтверждена принципиальная работоспособ-
ность схемы насоса.
Затем Федотовым К. В., Пелевиным Л. А., Ростэ 3. А. и дру-
гими были начаты работы над схемой и конструкцией установ-
ки гидроштангового насоса типа БГН-Ф [5].
Испытания этого насоса проводились на нефтепромыслах
НПУ «Туймазанефть». Первые испытания ограничивались про-
веркой работоспособности скважинного насосного агрегата от
передвижного силового насосного агрегата. Управление пото-
ком рабочей жидкости производилось ручным подключением и
отключением давления к гидроприводу. Скважинный насосный
агрегат был спущен в скважину на глубину 500 м на насосно-
компрессорных трубах диаметром 62 мм и установлен на пакер
ПГН-6. К насосу был прикреплен хвостовик длиной 100 м из
тех же насосно-компрессорных труб, но, как показали исследо-
вания, такая подвеска (1000 кг) расслабляла затяжку переводни-
ков цилиндрических втулок на кожухе насоса и втулки цилиндра
смещались. Нарушилось движение плунжеров в цилиндровых
втулках.
При непосредственной посадке глубинного насоса на пакер
без хвостовика смещение втулок не наблюдалось. С подключе-
нием и отключением давления к гидроштанге скважинный на-
сос вступал в работу. После такой проверки работы глубинного
насоса от передвижного в силового насосного агрегата в меха-
49
4 Ив
БашНИПИнефть БГН-Ф
ТатНИПИнефть Гипротюменнефтегаз
а б в г
Рис. 6.16. Схемы установок гидроштанговых насосов для добычи нефти:
а — БашНИПИнефть: 7 — пакер, 2 — скважинный насос, 3 — сливной
клапан, 4 — скважина, 5 — насосно-компрессорные трубы, 6 — управля-
емый клапан, 7— электроконтактный манометр, 8 — силовой насос, 9 —
мерник; в — ТатНИПИнефть: 7 — промысловый трубопровод, 2 — сило-
вой трубопровод, 3 — регулятор уровня, 4 — емкость с рабочей жидко-
стью, 5 — реверсивный гидропривод; 6 — силовой реверсивный насос,
7— уплотнитель, 8 — колонна полых штанг, 9 — нагнетательный клапан,
10 — уплотнение, Н — поршень насоса, 12— цилиндр, 13 — подпоршне-
вая полость, 14 — всасывающий клапан, 15 — насосно-компрессорные
трубы, 16— нагнетательная полость, 17— канал, 18 — полость колонный
хруб; г — Гипротюменнефтегаз: 7 — силовой насос, 2 — шлипсовой зах-
ват, 3 — колонна труб, 4 — нагнетательный клапан, 5 — плунжер, 6 —
возвратная пружина, 7 — цилиндр, 8 — всасывающий клапан
нических мастерских была изготовлена упрощенная система уп-
равления так называемая гидроэлектрическая система. В каче-
стве силового насоса был применен насос НС-1-150 [5].
50
Вся установка — скважинный насос, гидроэлектрическая си-
стема управления (золотники), расположенная вблизи силового
насоса, и силовой насос — была испытана с целью выяснения ее
работоспособности.
Затем, после изготовления гидравлической системы управле-
ния в заводских условиях, испытания насосной установки про-
должались на скважине 706 НПУ «Туймазанефть». Скважинный
насос был спущен на глубину 500 м и установлен на пакере типа
ПГН-6. Непосредственно над скважинным насосным агрегатом
был установлен маслозатвор, обеспечивающий работу скважин-
ного насоса со стороны высокого давления в масляной среде.
Выше маслозатвора (до устья скважины) насосно-компрессор-
ные трубы были заполнены обычной водой, которая использо-
валась в гидроприводе в качестве рабочей жидкости. С целью
предупреждения попадания в скважинный насос взвесей, содер-
жащихся в воде, в конструкции маслозатвора предусмотрен хво-
стовик-отстойник.
Поверхностный агрегат установки, состоящий из силового
насоса НС-1-150, гидравлической системы управления и бака
емкостью 0,4 м3, был смонтирован на расстоянии 25 м от сква-
жины и связан со скважинными насосно-компрессорными тру-
бами наземным трубопроводом.
Поверхностное оборудование до устья скважины было запол-
нено маслом АМГ-10, не застывающим при низких температурах.
Испытание гидроштангового насоса проводилось без гидро-
пневмоаккумулятора, а затем для выравнивания режима работы
силового насоса был подключен гидропневмоаккумулятор.
С учетом КПД силового насоса = 0,85 общий КПД установки
будет г] = 0,6. В НПУ «Туймазанефть» в той же скважине прово-
дились испытания глубинного насоса с длиной хода поршневой
группы S = 10 м. Результаты промысловых испытаний совпада-
ют с теоретическими расчетами. В данной установке рабочая
жидкость находится в замкнутом контуре.
При этом в пределах ствола скважины насосно-компрессор-
ные трубы заполняются водой с высокими кинетическими и
Динамическими свойствами (по сравнению с нефтью). В преде-
лах рабочей зоны поверхностного оборудования используются
соответствующие масла, обладающие хорошими смазывающи-
ми свойствами и не застывающие в зимних условиях.
51
В качестве силового насоса на поверхности применялся гря-
зевый насос 12-Гр.
В табл. 6.4 приведены результаты промысловых испытаний
гидроштангового насоса в сопоставлении с данными, получен-
ными при работе станка-качалки.
Таблица 6.4
k < Параметр-;'?^' СШНУ СГНШУ
Диаметр, мм:
обсадной колонны 130 130
подъемных труб 73 73
Тип привода СКН-10 12-ГР
Тип скважинного насоса НСН 2-32 НСН 2-93/32
Глубина спуска насоса, м 1261 1325
Длина хода плунжера, м 1,5 2,5
Число ЦИКЛОВ, МИН'1 5,5 2,6
Рабочее давление силового насоса, м’/сут — 1,8-2,2
Устьевое давление, МПа 0,8 1,0
Коэффициент подачи насоса 0,63 0,94
Уровень, м: г'
статический 368 368
динамический 581 623
Плотность, кг/м3
нефти 910 910
тяжелой жидкости —• 1190
Объем тяжелой жидкости, м3 — 6,5
Высота столба тяжелой жидкости, м — 700
Масса плунжерной группы, Н — 500
Рабочее давление силового поверхностного насоса 12-Гр на-
ходилось в пределах 1,8—2,2 МПа и определялось расчетным
путем.
52
На основании визуальной оценки работы установки и обра-
ботки замеров, произведенных в процессе испытаний, был сде-
лан вывод, что работоспособность скважинного насоса и гид-
равлической системы управления, как в отдельности, так и в
комплексе устойчивая и отвечает требованиям эксплуатации
нефтяных скважин.
Технические показатели работы установки характеризуются
следующими данными. При работе установки без гидропневмо-
аккумулятора скважинный насос совершал два хода в минуту
при рабочем давлении в гидросистеме Р — 4,0 МПа.
С применением гидропневмоаккумулятора при том же рабо-
чем давлении скважинный насос совершал три хода в минуту с
подачей 15 м3/сут. С тем же гидропневмоаккумулятором, но при
рабочем давлении 6,5 МПа, насос с подачей 25 т/сут нефти со-
вершал пять ходов в минуту.
Непосредственные замеры и расчеты отдельных циклов ра-
бочего хода поршней скважинного насоса показали, что вре-
мя закачки силовой жидкости к скважинному насосу состав-
ляет 20—22 с. при подаче силовой жидкости 8,3x10 м/с. Избы-
ток подачи насоса циркулировал в системе через байпасную
линию.
Параметры работы гидроштангового насоса БГН-Ф приведе-
ны в табл. 6.5.
Согласно опубликованным данным, КПД установки состав-
ляет г| = 0,48 при вышеперечисленных параметрах скважины,
насоса и диаметрах насосного и двигательного цилиндров 0,076 и
0,080 м.
По материалам других работ КПД насоса достигает ц = 0,64.
На КПД скважинного насоса резко повлияло несоответствие
объема насосно-компрессорных труб объему гидравлической
штанги (И = 3-10-3 м3); при работе насоса, что обусловило
большой объем деформации жидкости за счет ее сжимаемости.
В пересчете на насосно-компрессорные трубы диаметром
Чн ~ 40 мм при длине хода поршней насоса 5 = 10 м КПД
скважинного насоса может достигать ц = 0,7.
53
Таблица 6.5
Параметры работы гидроштангового насоса БГИ-Ф
Время подъема давления в сис- теме до рабочего давления, с Время излияния нефти из скважины, с Время подъема рабочего давления до давления пе- реключения, с Время подъема поршня, с Время действия рабочего дав- ления, с Время полнота ЦИКЛЕЙ, ’ "‘Ч .:Ч ‘ Давление настройки на переклю- чение, с
4 13 Без п 4 тдроаккумуля 8 тора 18 32 6,5(4,2)
4 13 4 8 18 32 6,5(4,2)
4,5 13 4 8 18 33 6,5(4,2)
5 13 4 8 18 34 6,5(4,2)
4 С гид 1 роаккумулят 10 Эром 18 4,0-6,5
— 4 1 10 — 19 4,0-6,5
— 4 1 10 — 18 4,0-6,5
— 4 1 10 — 18 4,0-6,5
6.3.2. СХЕМЫ ПОВЕРХНОСТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
СКВАЖИННЫХ ГИДРОШТАНГОВЫХ УСТАНОВОК
Поверхностное оборудование УГШН включает в себя сило-
вые насосы, золотники распределители, блоки разделителей
жидкости и другое оборудование.
Рассмотрим компоновку оборудования на примере одной из
схем разработанной в ГАНГ им. И. М. Губкина группой ученых
и конструкторов под руководством Чичерова Л. Г.
Схема установки (рис. 6.17) гидроштангового насоса состоит
из блоков поверхностного и скважинного оборудования, соеди-
ненных линиями коммуникаций. В комплект скважинного обо-
рудования входят два ряда насосно-компрессорных труб, распо-
ложенных концентрично.
Скважинный насосный агрегат состоит из двух обычных штан-
говых насосов разных диаметров, соединенных между собой.
В нижней части цилиндра насоса 5 имеются окна для прохода
жидкости. Плунжеры 4 и 6 насосов 2 и 5 жестко соединены
полым штоком. Верхний насос 5 с плунжером 6 представляет
собой двигательную часть гидроштангового насоса, а нижний
насос 2 с плунжером 4, всасывающим 7 и нагнетательным 3 кла-
панами представляет собой собственно насос для отбора нефти
из скважины.
Устье скважины оборудуется специальной арматурой или стан-
дартным устьевым сальником СУС-42 и соединяется линиями
коммуникаций с блоком разделителей 10 и II жидких фаз и с
клапаном-отсекателем 12.
В поверхностное оборудование входят два блока — силовой
насосный и блок разделителей.
Силовой насосный блок состоит из насоса 16 с приводом,
масляного бака 77, предохранительного клапана 18, регулятора
потока 19, пневмокомпенсатора 15, электроуправляемого золот-
ника-распределителя 14, реле давления.
Блок разделителей 10 и 77 состоит из двух шаровых сосудов,
верхняя и нижняя полость каждого из них разделена нефтемас-
лостойкой эластичной резиновой диафрагмой. Диафрагма пре-
дотвращает проникновение жидкости из одной полости в дру-
гую. В верхней полости разделителя 77 находится откачиваемая
нефть, а в разделителе 10 находится техническая вода. В нижних
55
Рис. 6.17. Схема установки гидроштангового насоса
УГШН-5-15-1000 разработки ГАНГ им. И. М. Губкина
1 — всасывающий клапан; 2 — цилиндр насосный; 3 — нагнетательный
клапан; 4 — плунжер насоса; 5 — цилиндр двигательный; б — плунжер;
7 — насосно-компрессорньх трубы; 8 — гидроштанга труба; 9 — насос
компснсацл утечек; 10 — разделитель вода — масло; 11 — разделитель
нефть — масло; 12 — клапан-отсекатель; 13 и 20 — реле давления; 14 —
золотник-распределитель; 75 — пневмоаккумулятор; 16 — силовой насос;
17 — емкость с маслом; 18 — перепускной клапан; 19 — регулятор потока
56
полостях обоих разделителей находится масло, как впрочем и во
всем поверхностном оборудовании, которое работает в масля-
ной среде, поступающей из бака 17. Кроме этого, в этом блоке
установлен насос 9 системы компенсации утечек (СКУ) с при-
водом и емкостью для воды. Насос СКУ предназначен для вос-
полнения объема жидкости, которая в процессе работы проте-
кает через неплотности в резьбовых соединениях насосно-ком-
прессорных труб и в плунжерной группе скважинного агрегата.
Установка гидроштангового насоса работает следующим об-
разом. Поверхностный силовой насос 16 отбирает масло из при-
емного бака и подает по нагнетательной линии к золотнику-
распределителю.
В это время золотник находится в крайнем правом положении,
т.е. поток масла проходит по диагональным каналам золотника.
При этом масло поступает в нижнюю полость разделителя 10,
давление передается через эластичную диафрагму на гидро-
штангу в колонне труб 7 и на подплунжерную часть плунжера 6.
По достижении давления, необходимого для хода плунжерной
группы вверх, начинается движение плунжерной группы и вы-
теснение нефти из цилиндров насоса в гидроштангу, затем через
открытый клапан-отсекатель в промысловую систему сбора нефти.
Клапан-отсекатель 12 гидроуправляемый, работает от действия
давления масла в магистрали гидрокоммуникаций насосного бло-
ка и отзывается только при ходе плунжерной группы вверх.
При ходе плунжерной группы вверх некоторая часть масла
вытесняется из разделителя 7 7 через золотник в приемный мас-
ляный бак.
Кроме того, при ходе плунжерной группы вверх происходит
всасывание или заполнение нефтью из скважины полости нижне-
го насосного цилиндра 2 через открытый всасывающий клапан 7.
По достижении плунжерной группой крайнего верхнего по-
ложения происходит торможение и остановка, при этом в по-
верхностной системе возрастает давление. На повышение давле-
ния реагирует предварительно настроенное реле давления 20,
которое переключает золотник-распределитель в крайнее левое
положение. Масло поступает по прямым каналам золотника в
нижнюю полость разделителя 77, затем давление передается че-
рез диафрагму на гидроштангу труб 8. Клапан-отсекатель в это
время закрыт. Плунжерная группа движется вниз, происходит
57
переток нефти через открытый клапан из нижнего цилиндра в
верхний. Из межплунжерной полости техническая вода вытес-
няется через окна в цилиндре по насосно-компрессорным тру-
бам на поверхность в разделитель 10. Масло из разделителя вы-
тесняется через золотник в масляный бак. По достижении плун-
жерной группой крайнего нижнего положения происходит тор-
можение, остановка, в гидросистеме возрастает давление, сраба-
тывает реле давления 13 и переключает золотник в предыдущее
Сложение. ' '''
Таким образам, весь процесс возвратно-поступательного дви-
жения плунжерной группы периодически повторяется.
Частота циклов движения плунжерной группы регулирует-
ся скоростью подачи масла с помощью регулятора потока 19.
В гидросистеме имеется перепускной предохранительный кла-
пан 18, защищающий установку от аварийных перегрузок. Кро-
ме того, гидросистема оборудована пневмокомпенсатором 15,
который предназначен для сглаживания гидравлических ударов
в системе в момент переключения золотника-распределителя. На-
сос 9 системы компенсации утечек работает периодически по сиг-
налу от специальных датчиков утечек или по сигналу от реле вре-
мени, в зависимости от расчетного значения объема утечек жид-
кости из гидроштанги 8 в колонне насосно-компрессорных труб.
Давление, необходимое для выполнения хода плунжерной
группы вверх или вниз, предварительно определяется расчет-
ным путем. При сочленении нескольких насосных цилиндров в
секции можно достичь значительных длин хода плунжера.
Основное преимущество данной схемы заключается в том,
что установка позволяет плавно изменять подачу скважинного
насоса путем регулирования подачи рабочей жидкости регуля-
тором потока. Кроме того, имеется возможность подачи в сква-
жину химических реагентов для борьбы с отложениями солей и
парафина. Изучение влияния фактора искривления ствола сква-
жины на эффективность работы системы показало, что преоб-
ладающим фактором в этом случае становится увеличение вре-
мени обратного хода. Этот фактор может быть преодолен путем
увеличения массы движущейся части скважинного агрегата. Рас-
четы показывают, что предельный угол наклона скважины на
глубине установки насоса может достигать 45°, а кривизна ство-
ла скважины выше места установки скважинного агрегата не
58
имеет существенного влияния на эффективность работы всей
установки в целом.
Поверхностное силовое насосное оборудование расположено
в блок-боксе, имеет небольшие размеры и массу, не требует со-
оружения специального фундамента, что дает возможность дос-
тигать высокой транспортабельности и удобства монтажа обору-
дования.
На промыслах объединения «Татнефть» проводились промыс-
ловые испытания установки гидроштангового насоса, разрабо-
танной в ГАНГ им. И. М. Губкина [6].
При разработке этой установки были учтены все достоин-
ства и недостатки известных современных отечественных и зару-
бежных конструкций гидроштанговых насосов. Скважинный на-
сосный агрегат состоит из двух вставных безвтулочных сква-
жинных насосов разных диаметров — НСВ2-56 и НСВ2-32.
Плунжеры этих насосов соединены полым штоком диаметром
28 мм. Схема скважинного насосного агрегата гиштанговой ус-
тановки представлена на рис. 6.18. Скважинный насосный аг-
регат снабжен верхним и нижним тормозными устройствами,
фильтром в нижней части насоса и шламоуловителем в верх-
ней части. Шламоуловитель предотвращает попадание окали-
ны и мусора из насосно-компрессорных труб в цилиндр верх-
него насоса и клапаны насоса.
Кроме того, в конструкции насоса имеется телескопический
компенсатор относительных перемещений колонн труб за счет
их удлинения от действия давления жидкости. Для испытаний
гидроштангового насоса была подобрана одна из скважин Севе-
ро-Альметьевской площади со значительным углом отклонения
от вертикали ствола.
Величина кривизны ствола скважины в месте установки на-
соса достигала 67°45', а максимальная кривизна ствола (69°45')
была на глубине 900 м. Кривизна ствола скважины НГДУ «Аль-
метьевнефть» приведена ниже (табл. 6.6).
Эта скважина с осложненными условиями эксплуатации была
подобрана намеренно с целью проверки возможности использо-
вания ГШНУ при эксплуатации наклонно направленных сква-
жин со значительным отклонением от вертикали.
До проведения промысловых испытаний гидроштангового
насоса добыча нефти из этой скважины осуществлялась сква-
59
Рис. 6.18. Схема скважинного агрегата
гидроштанговой установки
ГАНГ им И. М. Губкина
1 — полые штанги диаметром 42—35 мм;
2 — НКТ диаметром 89—76 мм; 3 — полость
полых штанг, гидроштанга; 4— полость НКТ,
гидроштанга; 5 — кожух цилиндра насоса
НСВ2-56; 6 — полость цилиндра насоса
НСВ2-56; 7— полость цилиндра насоса НСВ2-32;
8 — приемный клапан; 9 — плунжер диамет-
ром 56 мм; 10 — плунжер диаметром 32 мм;
11 — нагнетательный клапан; 12 — шламоу-
ловитель; 13 — переводник замковой опоры;
14— фильтр; /5, 16 — втулки; 17 w 18— гай-
ки ограничительные; 19 — гайка-переводник;
20 — направляющий конус
жинным штанговым насосом НГН2-43,
станком-качалкой СК6 при периодичес-
ком режиме работы насоса (21ч — ожи-
дание притока, 3 ч — работа насоса).
По данным замеров подача составляла
2,2 м3/сут.
Скважинный гидроштанговый насос
был спущен на полых насосных штан-
гах (42—35 мм) внутрь колонны насос-
но-компрессорных труб (89—76 мм) и
установлен в замковой опоре насоса
НСВ2-32 на глубине 1100 м. Для обес-
печения герметичности колони труб все
резьбовые соединения перед сборкой
были обработаны специальной графи-
товой герметизирующей пастой. После
монтажа насоса в замковой опоре было
установлено, что посадка в опоре не
обеспечена, поэтому полная посадка в
опору и герметизация были достигну-
ты путем гидравлического воздействия
на центральную колонну труб. После
этого насосный агрегат был надежно за-
фиксирован и полости труб загермети-
зированы.
60
Таблица 6.6
Глубина, м 100 200 300 400 500 600 700 800
Отклонение 4’33’ 18’15' 23’15' 36’ 49’45' 68’7' 69’ 69’45'
Глубина, м 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700
Отклонение 67’30' 67’45' 64’30' 61’ 58’30' 55’45’ 53’ 50’30'
На устье скважины колонна насосно-компрессорных труб и
полых насосных штанг была оборудована стандартным устье-
вым сальником СУС-42 для полых насосных штанг, затем была
подключена через линии коммуникации к поверхностному си-
ловому насосному блоку. Насосный блок был установлен на рас-
стоянии 20 м от устья.
Силовой насосный блок до монтажа на скважине предвари-
тельно был опробован в мастерских в стендовом режиме [5].
На стенде были испытаны различные типы гидрораспредели-
телей, определены перепады давления в гидромаслоразделите-
лях, отлажена и испытана система управления установкой и си-
стема компенсации утечек, кроме этого, было спрессовано по-
верхностное оборудование и исследованы некоторые энергети-
ческие показатели установки.
После обвязки устья и поверхностного силового насосного
оборудования установка была запущена в работу. Частоту двой-
ных ходов плунжерной группы изменяли путем регулирования
потока рабочей жидкости дроссельными устройствами или регу-
ляторами потока. В качестве рабочей жидкости было использо-
вано индустриальное масло И-20, ГОСТ 1707-51. Частоту цикла
работы насоса изменяли в процессе испытаний в пределах от 1
до 3,5 в минуту.
Промысловые испытания установки гидроштангового насоса
включали следующие этапы:
• опрессовку наземного оборудования и линий коммуника-
ций шестеренным маслонасосом TGL А-100;
• настройку и проверку аварийной зашиты установки по
давлению и току;
• настройку и проверку взаимодействия узлов гидроаппара-
туры и скважинного насосного агрегата;
• проверку регулировочных устройств;
61
• работу установки гидроштангового насоса на различных
режимах с различными системами управления;
♦ исследование работы установки на различных энергети-
ческих режимах;
• регистрацию рабочих параметров насосной установки с помо-
щью современной электронной тензометрической аппаратуры;
• исследование рабочего процесса гидроштангового насоса.
Л В п^опесс,е-испытаний гидроштангового насоса был выпол-
нен полный комплекс научно-исследовательских работ по
изучению рабочего процесса, работоспособности насосной
установки и отдельных узлов гидроаппаратуры. При прове-
дении испытаний установка запускалась и работала с вклю-
чением в линию нагнетания пневмокомпенсатора и при от-
ключенном пневмокомпенсаторе.
При отключенном пневмокомпенсаторе в момент реверсиро-
вания потоков рабочей жидкости гидрораспределителем во всей
гидросистеме наблюдался значительный гидравлический удар.
При подключении к гидросистеме пневмокомпенсатора гидрав-
лические удары были устранены.
В поверхностном силовом насосном блоке предусмотрена
система компенсации утечек (СКУ) воды в колонне насосно-
компрессорных труб. В состав СКУ входит один дозаторный мо-
ноблочный насос НД-КХУ63.
Технические характеристики СКУ
Подача, л/ч.................................... 100
Предельное давление, МПа........................6,3
Число двойных ходов в мин......................76,7
Мощность электродвигателя ВАО-21-4У-2, кВт....... 1,1
Частот» вращения вала двигателя, об/мин.......... 1410
Масса, кг.......................................102
Автоматическое переключение золотника-распределителя
выполнялось с помощью различных систем управления рабоче-
го процесса по сигналам от предварительно настроенных реле
давления и реле времени, а также по сигналу от электроконтак-
тных манометров.
62.
Технические характеристики
установки УГШН-5-15-1000
Диаметры колонн труб, мм:
эксплуатационной...............................J46—126
внешней...................................... 89—76
внутренней................................... 42—35
Глубина спуска насоса, м......................... 1100
Тип насоса:
скважинного.................................НСВ2-56/32
поверхностного.............................TGLA-100
Кривизна ствола скважины......................4°—69°54’
Необходимое давление силового насоса для хода, МПа
вверх..........................................3,2—4,8
вниз....................................... 1,8—2,5
Время цикла, с....................................25—30
Частота ходов в мин.............................. 1—3,5
Длина хода плунжерной группы, мм................. 3700
Подача скважинного насоса (в среднем), м/сут.......8,64
Динамический уровень, м.............................700
Габариты поверхностного блока, м................3,5x2x2
Масса, кг....................................... 2000
При исследовании процесса проводилась регистрация рабочих па-
раметров установки с помощью шлейфового осциллографа Н-117/1.
Осциллограмма рабочего процесса установки гидроштанго-
вого насоса, приведенная на рис. 6.19 была получена в первый
год испытания насоса в скважине. Подробное исследование ос-
циллограммы позволило установить следующее.
Переключение золотника-распределителя происходит в тече-
ние времени Гпср = 0,2—1 с, что наглядно можно наблюдать в
интервале времени от 14 до 15 с при переключении с хода вверх
на ход вниз и в интервале от 24 до 25 с при переключении с хода
ВНИЗ на ход вверх. По осциллограмме нарастание давления на ту
Же величину происходит в течение 0,9—1,2 с. Затем наступает
63
Рис. 6.19. Осциллограмма рабочего процесса гидроштангового насоса
I — переключение распределителя;
II — сжатие гидроштанги кольцевого сечения
период сжатия гидравлического столба жидкости. Предварительнс
проведенные исследования и расчеты показывают, что время
сжатия гидроштанги находится в пределах 1—6 с. Исходя из ос-
циллограммы можно утверждать, что время сжатия гидроштанги
1—4 с при ходе ПГ вверх и 1—2 с при обратном ходе вниз.
По окончании процесса сжатия и достижении давления, не-
обходимого для начала движения, ПГ страгивается из состояния
покоя из крайне нижнего положения. По осциллограмме это
происходит в момент времени t — 4,5 с при давлении в гидроси-
стеме Р — 2,5 МПа.
В момент времени t — 10,5 с, т.е. через 6 с после начала дви-
жения, ПГ останавливается в специальном тормозном устрой-
стве, а в гидросистеме продолжает нарастать давление жидко-
сти до величины давления настройки реле, которое в момент
времени t = 14 с подает сигнал на переключение золотника-
распределителя. Золотник при переключении (в среднем своем
положении) соединяет между собой обе гидроштанги. Этим выз-
вано резкое возрастание давления. Затем начинается обратный
ход ПГ, которая разгоняется и движется с некоторым ускоре-
нием. Подробный анализ осциллограммы показал, что после
начала движения вниз ПГ движется под действием давления
создаваемого силовым насосом до момента времени t = 16 с
(т.е. в течение 1,2 с), а далее с ускорением, несколько опережая
64
подачу жидкости в гидроштангу. Это наглядно можно наблю-
дать в интервале времени от 16 до 18 с по некоторому падению
давления на поверхности, зарегистрированному на осциллограм-
ме. Затем ПГ останавливается, происходит резкое возрастание
давления и переключение золотника-распределителя. Далее весь
процесс повторяется.
Таким образом, расчетные параметры гидроштангового насо-
са вполне сопоставимы с данными, полученными при проведе-
нии экспериментальных исследований в промысловых условиях.
Во время промысловых испытаний на установке проводились
также экспериментальные исследования различных систем уп-
равления с целью получения циклограмм рабочего процесса
СГШНУ при различных системах управления, определения вли-
яния параметров настройки систем управления на работу СГШНУ
и оптимизации системы управления работой СГШНУ при введе-
нии различных конструктивных и технологических изменений.
На первом этапе проводились исследования со следящей си-
стемой управления. Была разработана электрогидравличсская
следящая система управления, позволявшая регистрировать с
помощью датчиков давления или электроконтактных маномет-
ров возмущения в гидроштанге, возникающие при остановках
плунжера в крайних положениях.
На представленных осциллограммах были видны гидроуда-
ры, соответствующие остановке поршня в крайних положениях
во время t — 24 с, t — 37 с.
Данная система управления показала хорошую работоспособ-
ность, однако она не лишена и существенного недостатка, кото-
рый должен быть в будущем учтен при проектировании устано-
вок с подобной системой управления.
Использование следящей системы управления при наличии в
установке двух гидроштанг приводит к тому, что в момент пере-
ключения происходит частичный переброс давления в гидро-
штангах и в результате этого датчик давления, установленный
на меньшую величину, срабатывает. Это влечет за собой повтор-
ное переключение, вследствие чего установка начинает работать
в аварийном режиме автоколебаний.
Затем была испытана детерминированная система управ-
ления с использованием реле времени, с помощью которой
удалось избежать работы установки в режиме автоколебаний.
65
5 Ив
Но при использовании системы управления данного типа воз-
никают дополнительные трудности в настройке, если нет пред-
варительно снятой осциллограммы работы установки. Это свя-
зано с трудностями точного подсчета времени цикла, так как во
время работы установки ПГ в разных циклах достигает крайних
положений не в одно и то же время, на которое детерминиро-
ванная система управления реагировать не может.
4 Детерминированная система управления с использованием
реле времени может более успешно применяться в установках
такого типа. Одним из существенных ее преимуществ является
простота конструкции и эксплуатации.
После полного анализа результатов испытаний следящей и
детерминированной систем управления была разработана ком-
бинированная система управления, назначение которой улавли-
вать с помощью датчиков давления возмущения в гидроштанге,
свидетельствующие о начале движения ПГ, после чего переда-
вать сигнал на реле времени для отслеживания установившегося
движения до крайнего положения.
Гидроштанговая насосная установка по схеме, разработанной
в ГАНГ им. И. М. Губкина, была изготовлена и прошла промыс-
ловые испытания, которые доказали ее работоспособность и под-
твердили теоретически полученные рабочие характеристики.
Одна из конструкций гидроштанговых насосных установок
на основе схемы ГАНГ им. И. М. Губкина была изготовлена и
реализована на заводе «Нефтемаш» в г. Тюмени. Установка гид-
роштангового насоса состоит из поверхностного и скважинного
оборудования, соединенных линиями коммуникаций.
Преимущество данной установки заключается в том, что ус-
тановка позволяет плавно изменять подачу скважинного насоса
путем регулирования подачи рабочей жидкости с помощью ре-
гулятора потока.
Гидроштанговая установка позволяет эксплуатировать сква-
жины малых и средних дебитов со значительной кривизной ство-
ла, где применение штанговых насосов и ЭЦН практически не-
возможно. Так, по данным АО «Нижневартовскнефтегаз» коли-
чество малодебитных скважин (до 25 м3/сут) составляет около
40 % от общего числа эксплуатируемых скважин и их количе-
ство увеличивается.
66
6 3 3 НЕКОТОРЫЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И РАСЧЕТНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ
РАБОЧЕГО ПРОЦЕССА ГИДРОШТАНГОВОГО НАСОСА
Рабочее давление силового поверхностного насоса определя-
ется по следующей зависимости
Р >—(О -р )•£------—~—Ч----—--——Р , (6.10)
где Р.н ~ давление силового насоса; Н — глубина спуска на-
соса; И — динамический уровень; рт — плотность тяжелой жид-
кости; рдж — плотность добываемой жидкости; Gnr — масса плун-
жерной группы; /м, /л — площади поперечного сечения плунже-
ров насоса и двигателя.
Подъемная сила скважинного гидроштангового насоса
970-1935 Н при давлении, необходимом для осуществления хода
плунжерной группы вниз, от 1,8—2,2 до 3,8 МПа.
Несмотря на уменьшение числа циклов работы установки
гидроштангового насоса по сравнению со станком-качалкой
коэффициент подачи увеличивается в 1,5 раза, причем отноше-
ние величин п и S равно 0,8.
Для определения влияния увеличения длины хода плунжер-
ной группы на эффективность установки была выполнена серия
оптимизационных расчетов гидродинамических и энергетичес-
ких параметров рабочего процесса.
При анализе результатов расчетов было установлено, что наи-
более интенсивное увеличение коэффициента полезного действия
Дй = 11—14 % наблюдается при увеличении длины хода плун-
жерной группы от 4 до 12 м. При дальнейшем увеличении дли-
ны хода от 12 м и далее интенсивность нарастания КПД снижа-
ется в 2—3 раза, Др = 0,03—0,07, а дальнейшее увеличение дли-
ны хода приводит к прямолинейности линии. На рис. 6.20 пока-
заны зависимости коэффициента полезного действия установки
и подачи скважинного агрегата от длины хода, плунжерной груп-
пы при различных глубинах спуска насоса.
На рис. 6.21 приведены графики изменения коэффициентов
потерь мощности привода на сжатие жидкости и потерь мощно-
сти на преодоление гидравлического трения жидкости от длины
67
плунжерной группы для D/d = 56/32, НКТ 89/42 мм, Q = 0,001 м3/с:
а — КПД скважинного оборудования; б — подача скважинного насоса
68
Рис. 6.21. Графики зависимости коэффициентов
потерь мощности на сжатие Д. и трение жидкости Кг
от длины хода плунжерной группы скважинного агрегата 5.
Кс______________К,
хода плунжерной группы. Анализ полученных зависимостей по-
казал, что наиболее существенное снижение потерь мощности
привода на сжатие жидкости &К = 0,05—4,19 достигается при
увеличении длины хода плунжерной группы в интервале от 4 до
12 м, а далее при увеличении длины значительно снижается и
составляет \Кс = 0,01—0,08.
При этом установлено, что коэффициент потерь мощности при-
вода на сжатие жидкости существенно изменяется в зависимости
от глубины спуска насоса, причем с увеличением глубины спуска
от 500 до 2000 м интенсивность снижения коэффициента потерь
мощности возрастает от 0,06 до 0,19. Из вышеизложенного следу-
ет> что для снижения потерь мощности привода на сжатие жид-
69
кости в гидроштангах необходимо довести длину хода плунжер-
ной группы до 5= 9—12 м, а дальнейшее увеличение длины хода i
не обеспечивает значительного повышения эффективности уста- |
новки. Это подтверждает ранее полученные выводы и расчетные >•
данные. Использование стандартных скважинных штанговых на-1
сосов позволяет доступными средствами изготовить и собрать сква-
жинный агрегат с длиной хода 5= 9 м, а так как длина безвтулоч-
нрго цилиндрастандартного насоса 5= 5,5 м, то агрегат собира-
емся из Двух^вигатеЛьных и двух насосных цилиндров.
Рост коэффициента гидравлических потерь при увеличении, -
длины хода плунжерной группы в вышеприведенном интервале!
имеет меньшую интенсивность, чем коэффициент потерь мощ-1
ности на сжатие.
При энергических исследованиях рабочего процесса было
проанализировано изменение коэффициента полезного действия
установки от глубины спуска насоса. При этом было выявлено,
что для установок с большими длинами ходов (от 5 == 9 м и
выше) характерно незначительное снижение эффективности на
0,5—0,11 при увеличении глубины спуска от 500 до 1500—3000 м.
Для гидроштанговых установок с малыми длинами ходов
(до S = 4—5 м) характерно более существенное снижение коэф-
фициента полезного действия Др = 0,12—0,20 при увеличении
глубины спуска от 500 до 1500—2000 м.
Снижение эффективности объясняется ростом потерь мощ-
ности привода на сжатие жидкости в гидроштангах, так как при
большей глубине спуска увеличивается и объем жидкости в гид-
роштангах.
Различия в значениях уменьшения КПД весьма существен-
ны, и это дает основание сделать вывод, что для добычи нефти
из глубоких скважин необходимо применять скважинные насо-
сы с большой длиной хода от 5 = 5 м и выше.
Как известно, плунжерная группа скважинного агрегата со-
стоит из плунжеров различных диаметров. От соотношения этих
диаметров зависят многие параметры работы установки, в том
числе давление жидкости в гидроштангах, необходимое для дви-
жения плунжерной группы, подача скважинного насоса, потери
мощности на механическое трение, а в конечном итоге — и эф-
фективность установки. Для определения оптимального соотно-
шения диаметров плунжеров на основе имеющихся методик была
70
выполнена большая серия оптимизационных расчетов на ЭВМ.
Обработка результатов расчетов позволила установить, что наи-
большая эффективность для скважинного оборудования дости-
гается при соотношении диаметров двигательного и насосного
плунжеров % = 1,48—1,78 (рис. 6.22). Как видно из графической
зависимости т) =/(%), отклонение соотношения диаметров плун-
жеров от оптимального значения приводит к снижению эффек-
тивности.
Этот факт объясняется тем, что уменьшение соотношения
приводит к росту рабочего давления и затрат мощности при ходе
плунжеров вверх, а увеличение его — соответственно к возрас-
танию рабочего давления и затрат мощности при ходе плунже-
ров вниз. Кроме того, возрастание значения %, связано с увели-
чением рабочего объема двигательного цилиндра, что, в свою
очередь, пропорционально скорости потока жидкости и повы-
шению затрат мощности на преодоление гидравлического со-
противления в трубах.
Рис. 6.22. Графики зависимости КПД скважинного оборудования
от соотношения диаметров цилиндров скважинного агрегата
при различных глубинах спуска
71
Таким образом, при соотношении диаметров плунжеров
% = 1,48—1,78 вышеупомянутые потери мощности минималь-
ные, а коэффициент полезного действия скважинного оборудо-
вания максимальный.
Рекомендации. При конструировании гидроштанговых уста-
новок необходимо подбирать диаметры плунжеров скважинно-
го агрегата в соотношении, соответствующем указанному ин-
тервалу» >iS£-
Одной из ..задач- Исследования энергетических показателей
установки был^определение оптимальной подачи рабочей жид-
кости поверхностным силовым насосом. Для этого была выпол-
нена серия оптимизационных расчетов гидродинамических и
энергетических параметров при различных значениях подачи
поверхностного насоса. Было установлено, что наибольший ко-
эффициент полезного действия скважинного оборудования дос-
тигается при подаче насоса в интервале от 0,9 до 1,22 л/с. Сни-
жение подачи менее (2сн mjn приводит к увеличению времени сжа-
тия жидкости, времени хода плунжерной группы, времени пол-
ного цикла и, следовательно, к ухудшению показателей эффек-
тивности. Возрастание подачи более Q. х приводит к повыше-
нию скорости жидкости в трубах, а следовательно, к снижению
эффективности.
Таким образом, для эффективной работы скважинного обо-
рудования рекомендуемый диапазон подачи рабочей жидкости
составляет Qch = 0,9—1,22 л/с.
Одной из перспективных областей применения гидроштан-
говых установок является опробование скважин, где первооче-
редную роль приобретают такие факторы, как высокая монта-
жеспособность, транспортабельность, плавное в широких пре-
делах регулирование рабочих параметров установки.
При добыче высоковязкой битумной нефти гидроштанговые
установки имеют следующие преимущества по сравнению с дру-
гими видами оборудования:
• обеспечивается движение плунжера скважинного насоса в
двух направлениях, что достигается созданием избыточного дав-
ления наземным насосом у плунжера скважинного агрегата;
• при работе в скважинах с возможными парогазожидкост-
ными проявлениями глубинный агрегат не препятствует фонта-
нированию через скважинный насос;
72
• оборудование устья скважины собирается из узлов фон-
танной арматуры и обеспечивает надежность при выбросах;
• при добыче вязкой нефтяной массы в насосно-компрес-
сорных трубах возможно создание жидкостного подслоя, обес-
печивающего движение жидкости с незначительным гидродина-
мическим трением;
• простота конструкции, монтаж скважинного агрегата осу-
ществляется из стандартных узлов и деталей скважинных встав-
ных и невставных насосов, наземное оборудование имеет не-
большую массу и собирается из серийно выпускаемых узлов гид-
роаппаратуры;
• обеспечивается возможность плавного выхода на режим
работы скважины с вязко-пластичными нефтями путем регули-
рования скорости движения плунжера.
6.4. ГИДРОИМПУЛЬСНЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Конструкции гидроимпульсных насосов или как их называ-
ют в общепромышленной практике — гидротаранов были изве-
стны еще в прошлом столетии. Научно-конструкторский опыт
разработки и применения гидротаранных насосов, гидроимпуль-
сных насосов уходит далеко в годы прошлого века. Насосы та-
ких конструкций всегда привлекали внимание ученых, изобре-
тателей и новаторов в областях водоснабжения и подъема про-
дукции нефтяных скважин.
Подъем больших объемов жидкости из скважин глубиной
более 3000 м — очень трудная, но актуальная задача. Из имею-
щихся на вооружении в нефтяной промышленности техничес-
ких средств для подъема жидкости только гидропоршневые аг-
регаты могут обеспечить добычу нефти из больших глубин. Од-
нако, ввиду сложности и «прецизионности «в эксплуатации рабо-
чих узлов гидропоршневых насосов, в частности основных узлов
глубинного агрегата «поршневой двигатель — плунжерный на-
сос», на практике эти установки не получили широкого распрос-
транения. Таким образом, нефтяная промышленность нуждается
в Разработке более простых и надежных глубиннонасосных уста-
новок, возможно, на основе новых принципов работы.
73
В этом направлении перспективен принцип прямого превра-
щения кинетической и упругой энергии силовой жидкости без
промежуточных поршневых звеньев в полезную работу по подъе-
му жидкости из скважины при помощи глубинных гидроимпуль-
сных насосов.
Гидротаран изобретен в 1796 году французом И. Монгольфье
(член Парйжскойшкадемии наук и изобретатель воздушного шара).
В Р97 году Монгольфье получил патент на свое изобретение и в
1799 году оно было представлено в Парижскую академию наук.
Гидротаран является насосом объемного типа, служащий для
нагнетания жидкости с меньшей высоты на большую (известны
примеры подъема гидротаранами жидкости на высоту 200 м) или
подачи ее по горизонтали на большие расстояния (3—5 и более
километров).
Рис. 6.23. Схема гидротаранной установки
74
Наибольшая высота падения (высота расположения питатель-
ного бака относительно гидротарана) ничем не ограничена, т.к.
сила гидравлического удара от нее не зависит. Сила удара зави-
сит главным образом от скорости, закрывающей ударный кла-
пан, которую можно регулировать весом ударного клапана. Наи-
меньшая высота падения, которую может использовать гидрота-
ран, исчисляется сантиметрами, но обычно предпочитают не
ставить тараны при высоте падения меньше 1 м.
Предел высоты нагнетания зависит от давления в колпаке, от
потерь в нагнетательной нише и может быть легко определен для
каждого конкретного случая. Высота нагнетания в большей сте-
пени зависит от прочности тарана (колпака) и труб. Минималь-
ная высота нагнетания может быть равна нулю или вообще быть
меньше высоты падения, если цель установки тарана заключает-
ся не в подъеме жидкости, а в подаче ее почти по горизонтали.
Работа гидротаранной установки (как и гидроимпульсного на-
соса) основана на принципе преобразования энергии упругих
волн силовой жидкости, возникающих при гидравлических им-
пульсах, в полезную работу.
Гидравлический таран особенно оригинален автоматичнос-
тью работы при крайне простом устройстве. Здесь не требуются
специальные приспособления для автоматической работы, так как
это «органическое» свойство самого водоподъемника, основан-
ное на понижении давления в питательном трубопроводе, вслед-
ствие чего открывается ударный клапан, и восстанавливается за-
конченный цикл работы. При этом давление в трубе, хотя и на
короткий промежуток времени, опускается ниже атмосферного
давления независимо от высоты питательного трубопровода.
Теория работы гидравлических таранов с несомненностью
показывает возможность нормальной работы таранной установ-
ки при использовании высоты падения 20—40 м и больше, при-
меняя достаточно прочные конструкции частей или специаль-
ные компенсаторы, смягчающие силу гидравлического удара,
нисколько не считаясь с атмосферным давлением.
Процесс работы гидротаранной установки включает следующее:
1. Гидравлический таран является водоподъемником в кото-
ром двигатель и насос объединены в одной машине очень про-
стой конструкции, к тому же работающей автоматически. Дви-
жущиеся части тарана — два клапана — установлены так, что
75
повышение давления в питательной трубе закрывает ударный
клапан и открывает нагнетательный, а понижение давления дей-
ствует в обратном порядке.
2. Смысл работы тарана в том, что он поднимает объем воды
Q2 на высоту Н2, используя энергию объема жидкости Q, находя-
щегося на высоте Н < Нг При этом объем воды 0, выливается
наружу. Следовательно, таран, нагнетая воду, работает тоже во-
дой, и фтя действия .его необходим в единицу времени объем воды
о=е, + ег, (ель
расположенный выше тарана на Я, метров. Из всего погло-
щенного объема воды таран нагнетает только некоторую часть.
3. Элементы таранной установки — нагнетательный клапан,
воздушный колпак и нагнетательная труба — являются обычными
частями почти любой насосной установки. Работа их достаточно
изучена и не представляет специального интереса. Элементами,
характеризующими гидравлический таран, как особую водоподъ-
емную машину и присущими всякой таранной установке, являют-
ся питательная труба и ударный клапан. Именно они предопреде-
ляют количественные и качественные показатели работы всей ус-
тановки. Теория тарана по существу сводится к выявлению работы
этих элементов. Следует усвоить, что питательная труба не являет-
ся просто проводящей трубой, а есть неотъемлемая рабочая часть
машины, а размеры ее не могут быть произвольны.
4. Полный цикл работы тарана ясно разделяется на два ха-
рактерных периода. В первый — период разгона — жидкость в
питательной трубе приобретает необходимую скорость V\, т.е.
разгоняется. Во второй — период нагнетания — происходит на-
гнетание жидкости из питательной трубы в колпак тарана под
давлением Я за счет потери скорости Vv
Теоретические основы работы гидротаранов
и гидроимпульсных насосов
Факт существования гидравлического удара был известен еще
в XVIII веке, но правильная теория его была дана впервые про-
фессором Н. Е. Жуковским в 1897 году. Свои теоретические вы-
воды Жуковский Н. Е. проверил и подтвердил специальными
76
опытами, проведенными им в 1897—1898 годах над водопровод-
ными трубами. В 1898 году теория гидравлического удара была
доложена Академии и впервые опубликована в 1899 году в «Бюл-
летенях Политехнического общества».
Опыты, проводимые Жуковским Н. Е. на Алексеевской водо-
водной станции в Москве полностью подтвердили правильность
основных положений теории гидравлического удара.
Гидравлическим импульсом называют изменение давления в
струе жидкости в трубах вследствие изменения скорости потока.
При этом различают положительный гидравлический импульс,
когда давление в трубопроводе повышается, и отрицательный
гидравлический импульс, когда давление в трубопроводе падает.
Положительный импульс в трубе возникает в момент закры-
тия задвижки на выходе жидкости из длинной трубы, отрица-
тельный импульс — после закрытия задвижки у входа жидкости
в длинную трубу. Амплитуда давления гидравлического импуль-
са находится в пропорциональной зависимости от изменения
скорости потока. Оказалось, что зависимость амплитуды давле-
ния гидравлического импульса от изменения скорости движе-
ния жидкости в жестких трубах определяется очень простой
формулой:
ДР = ^0-Д1Г, (6.12)
где ДР — амплитуда давления, Па; ДИ^— изменение скорости
жидкости, м/с; Ко — коэффициент волнового сопротивления
жидкости, Н-с/м3.
(6.13)
где р — плотность жидкости, кг/м3; Е — объемный модуль
упругости жидкости, Н/м2.
Для упругого трубопровода:
К - , , Н-с/м’;
L Е-а
y1+Fr-Ad
(614)
77
где Ет — модуль упругости материала трубы, Н/м3; d — внут-
ренний диаметр трубы, м; — толщина стенки трубы, м.
Амплитуда давления гидравлического импульса распростра-
няется вдоль трубы со скоростью звука, м/с.
» I
Рассмотрим .процесс распространения гидравлического им-
пульса в условиях, приближенных к работе гидроимпульсного на-
соса (рис. 6.24). В открытом конце трубы I поддерживается посто-
янное давление. Амплитуда давления Др исходного волнового
импульса при его выходе через открытый конец трубы должна
исчезнуть. Это значит, что в открытом конце трубы образуется
отрицательный отраженный импульс давления с амплитудой -р,
возвращающийся со скоростью звука к началу координат. Амп-
литуда скорости этого импульса равна +Ди’. В интервале супер-
позиции исходного и отраженного импульсов суммарная амп-
литуда давления +Др + (-ДР) = 0, а суммарная амплитуда скоро-
сти +Дм + Ди? = 2Дж После выхода из трубы исходного импульса
в ней наблюдается только отраженный отрицательный импульс
давления с параметрами И (-ДР; +Дуг; -с), который в свою оче-
редь отражается от неподвижного поршня без изменения амп-
литуды давления и только после повторного отражения в откры-
том конце трубы приобретает амплитуду давления исходного
импульса. Описанный процесс можно записать так:
Ип(+Др; +Aw; +с) И(-Др; +Aw; -с) ->
-н> И(-Др; -Aw; +с) —> И(+Др; -Aw; -с) -> Ип . (6.16)
Высокий КПД установки достигается при соблюдении до-
полнительных условий. Первое из них — это постоянная ско-
рость потока силовой жидкости в нагнетательной трубе, второе —
своевременное переключение нагнетательного клапана.
В соответствии с принципом прямого превращения кинети-
ческой и потенциальной упругой энергии силовой жидкости в
полезную работу в УкргипроНИИнефти в 70-х годах XX века
был разработан гидроимпульсный насос. Рабочая схема гидро-
78
Рис. 6.24. Схемы гидроимпульсной насосной установки:
а — общий вид установки; б — скважинного агрегата; в — управ-
ления распределительным клапаном; г — эффективного привода
распределительного клапана УГИН
импульсного насоса основана на действии гидравлических тара-
нов и работе упругих волн, а также требовании полной ликвида-
ции ударных перегрузок НКТ. Отвечающая указанным требо-
79
ваниям схема гидроимлульсного насоса разработана и описа-
на Э. Б. Чекалюком и И. Н. Поливко*.
Работа гидроимлульсного насоса основана на принципе пре-
образования энергии упругих волн, индуцируемых в столбе жид-
кости в рабочих трубках, в полезную работу, в частности преоб-
разования энергии упругих волн силовой жидкости, возникаю-
щих при гидравлических импульсах (изменение давления в по-
токе Жидкости в зависимости от скорости течения потока). При
этом различают положительный гидравлический импульс, когда
давление в трубопроводе повышается, и отрицательный, когда
давление в трубопроводе падает. Подобные явления известны,
глубоко изучены Н. Е. Жуковским, И. А. Парным и другими
учеными. Рабочий цикл гидроимлульсного насоса разделяется
на два полу периода: зарядки, когда расходуется силовая жид-
кость с постоянной скоростью, и разрядки, когда жидкость вса-
сывается из скважины с той же скоростью.
Оптимальным условием работы гидроимлульсного насоса яв-
ляется синхронизация частоты перемещения распределительного
устройства и волновых процессов в рабочих трубках. В этом слу-
чае подача установки зависит только от расхода силовой жидко-
сти или от давления на силовом насосе, поскольку гидравличес-
кие потери являются также функцией расхода. Гидравлические
потери установки суммируются из потерь в рабочих узлах глубин-
ного агрегата и потерь в подводящем канале (трубопроводах, НКТ).
Оптимальная синхронизация работы распределительного кла-
пана и собственной частоты колебаний жидкости в рабочих труб-
ках возможна, если перемещение распределительного клапана уп-
равляется импульсами. Неустойчивость распределительного кла-
пана 9 в крайних положениях возникает вследствие закрепления
на нем шайбы 13. В любом крайнем положении клапана один из
отводных каналов А для жидкости закрыт, и весь поток проходит
через противоположный поток Б. В радиальной щели скорость
потока возрастает, а давление снижается. С противоположной
стороны шайбы жидкость находится в покое, поэтому там нет
перепада давления. Длина рабочих трубок подбирается и рассчи-
тывается так, чтобы продолжительность переключения составля
* Труды УкргипроНИИнефть, — М.: Недра, 1976. — Вып.18. С. 147—148, 160—
163.
80
1—3 % рабочего цикла. Этому способствует также уменьшение
щели снижение массы распределительного клапана с шайбой
ггем применения легких полимерных материалов. Рабочие труб-
ки поочередно соединяясь с нагнетательной трубой при помощи
распределительного клапана, получают от силовой жидкости им-
пульсную энергию, которая после отключения рабочих трубок от
нагнетательной трубы превращается в полезную работу по подъе-
му жидкости из скважины через нагнетательные клапаны.
Исследованиям рабочих характеристик гидроимпульсного насо-
са были посвящены многие работы Э. Б. Чекалюка, И. Н. По-
ливке, И. Н. Антоненко, С. Г. Просвирова и др.
Режимные параметры рабочего процесса гидроимпульсного
насоса: высота подъема пластовой жидкости, подача скважин-
ного насоса, подача силового насоса и давление на выкиде си-
лового насоса, установленного.на устье скважины, — связаны
не только между собой, но зависят от размеров установки —
диаметра и длиной рабочих трубок, диаметра силового напорно-
го трубопровода, диаметров кольцевого канала, длины лифто-
вых труб и др. Режимные параметры УГИН связаны системой
двух независимых уравнений — волновым уравнением Н. Е. Жу-
ковского и уравнением Бернулли. Существует прямая зависи-
мость между амплитудами скорости импульсной волны в рабо-
чих трубках в процессе их зарядки и разрядки и импульсами
давления, которые определяются по формуле Н. Е. Жуковского.
После перекрытия потока силовой жидкости в рабочих труб-
ках возникает отрицательный импульс давления, т.е. импульс
всасывания. Амплитуда скорости всасывания зависит от скачка
давления в момент перекрытия потока силовой жидкости.
В табл. 6.7 приведены расчетные технических данные гидро-
импульсного насоса для воды при подвеске на концентричных
колоннах труб с соотношением диаметров 3:2.
Относительно высокие КПД и подача гидроимпульсных ус-
тановок, особенно на больших глубинах порядка 3000 м, свиде-
тельствуют об их перспективности в нефтяной отрасли.
Результаты испытаний, проведенных в УкргипроНИИнефти
и ИГГГИ АН УССР, подтверждают результаты теоретических
исследований.*
* Труды УкргипроНИИнефти. - М.: Недра, 1976. - Вып.18. - С. 147-163.
81
6 Ив
Таблица 6.7
Высота подъе- ма жидкости Н, м Давление Р, МПа Минимальная подача УГИН, м3/сут при различной длине трубы, м
10 20 50
1000 10 0,7 3,0 16
2000 20 5,7 24 124
300Q 30 19 80 420
» 4000 40 45 180 1000
5000 50 90 400 2000
6000 60 160 650 3500
В ВолгоградНИПИнефть были проведены исследования рас-
пределительного клапана гидроимпульсного насоса (ГИН). Эк-
сперименты проводили на натурном образце распределительно-
го клапана при различной суммарной площади сечений дрос-
сельных отверстий и разных размерах хода клапана. Давление
измеряли образцовыми манометрами на входе и выходе распре-
делительного узла.
Технические характеристики гидроимпульсного насоса, раз-
работанного в Волгограде ЗЛО «ПАРМ-ГИНС», приведены ниже
Подача насоса, м3/сут..........................20—150
Расход силовой жидкости, м3/сут.............. 100—400
Маскимальное давление силовой жидкости, МПа........20
Амплитуда колебания давления, МПа...............до 12
Частота генерируемых импульсов, Гц...............5—30
Максимальная глубина спуска насоса, м..........до 3000
Допустимая максимальная вязкость
добываемой жидкости, Па-с.........................0,8
Наличие свободного газа
на приеме насоса..........................не ограничено
Температура добываемой жидкости, вС.......не более 140
Основные размеры, мм:
длина................................... 5000—10000
диаметр.....................................114
Пластовая жидкость, откачиваемая насосом, может содержать
сероводорода не более 0,01 г/л.
82
Отсутствие ограничения на наличие свободного газа на при-
еме выгодно отличает ГНИ от штанговых или центробежных
скважинных насосов. Еще одной особенностью ГИНа является
амплитуда колебания импульсов давления (20—80 атм.) и часто-
та их следования (5—30 ударов в секунду), которые позволяют
предположить, что все загрязняющие материалы будут выноситься
из призабойной зоны пласта. Таким образом происходит откач-
ка жидкости из пласта при одновременном импульсном воздей-
ствии на пористый коллектор.
Промысловые испытания гидроимпульсного насоса доказали
его работоспособность и возможность откачивать жидкость с глу-
бин ДО 2085 метров.
Помимо сказанного в предыдущих главах, в качестве выво-
дов будет уместно указать те преимущества, которыми обладает
гидроимпульсный насос по сравнению с существующими типа-
ми насосов:
1) отсутствие в стволе скважины длинной механической свя-
зи глубинного агрегата с наземным приводом (ШСНУ) или элек-
трокабеля (УЭЦН);
2) возможность использования потоков рабочей жидкости не
только для передачи энергии для привода забойного агрегата, но и
для проведения многих технологических операций, например, пе-
редачи к забою химических реагентов, тепла, растворителей и т.д.;
3) возможность осуществления наземного группового приво-
да на кустах скважин, что позволяет увеличить технологические
возможности.
К очевидным недостаткам можно отнести неотработанность
конструкций гидроимпульсных насосных установок.
6.5. ТУРБОНАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Турбонасосные установки предназначены для добычи нефти
из скважин средних и высоких дебитов и представляет собой
сложный агрегат с лопастной турбиной и центробежным насо-
сом (рис. 6.25).
Турбонасосный агрегат включает в себя лопастную турбину, вал
которой соединен с валом центробежного насоса. Турбина приво-
83
Рис. 6.25. Турбонасосная установка
для добычи нефти.
1 — система очистки и подготовки рабочей
жидкости; 2 — силовой насос; 3 — устье-
вая арматура; 4 — скважина; 5 — колонна
труб; 6 — турбина; 7— центробежный на-
сос; 8 — пакер
дится в^ действие. при закачке в нее с
поверхностй рабочей жидкости. Цент-
робежный насос отбирает из скважи-
ны жидкость и нагнетает ее на поверх-
ность. Рабочая жидкость, отработавшая
в турбине, выходит в тот же канал, что
и добытая жидкость, и в смеси с ней
поднимается на поверхность. На по-
верхности смесь разделяется, и добы-
тая жидкость с нефтью идет в промыс-
ловую сеть, а рабочая жидкость (в боль-
шинстве случаев вода) поступает в по-
верхностный насос и далее в скважину
для привода погружной турбины.
Такие насосы предназначены для
отбора больших количеств жидкости
из скважин (400—500 м3/сут и более)
с относительно малых глубин (в опыт-
ных образцах 200—1000 м).
Преимущество такой насосной ус-
тановки — возможность отбора боль-
ших количеств жидкости из скважи-
ны при достаточно высокой эффективности (КПД около 0,3—
0,25). При этом возможна эксплуатация наклонно-направлен-
ных скважин. Установка может быть выполнена сбрасываемой в
скважину при увеличенной частоте вращения вала. Это суще-
ственно снижает объем ремонтных работ на скважине.
Однако недостатки этой установки пока не преодолены. Боль-
шие объемы рабочей жидкости, закачиваемой в скважину, тре-
буют обустройства ее каналами со значительными проходными
сечениями. В скважинах с обсадными колоннами диаметром 146
84
168 мм ЭТО трудновыполнимо. На поверхности необходимо
И ганизовать очистку и подготовку больших количеств рабочей
жидкости, что приводит к установке металлоемкого оборудова-
ния, требует затрат на его обслуживание.
фирма Weir Pumps (Великобритания) разработала несколько
типоразмеров турбонасосов, рабочие параметры которых приве-
дены ниже.
Подача, м3/сут...............................до 3000
Мощность турбины, кВт........................50-750
Частота вращения вала, об./мин............5000-15000
Диапазон рабочих температур, °C...............до 200
Кроме того, существуют особые конструкции турбонасосов
для работы при более высоких температурах.
Турбонасосы имеют следующие преимущества'.
— отсутствие погружного электродвигателя и кабеля исключает
все сложности выполнения спускоподъемных операций в сква-
жинах со значительной кривизной ствола, позволяет исполь-
зовать турбонасосы для подъема жидкостей с высокими тем-
пературами, в том числе из геотермальных скважин;
— незначительная габаритная длина скважинного агрегата по
сравнению с электроприводными центробежными насосами
дает возможность применять его в скважинах с большой ин-
тенсивностью набора кривизны, облегчает транспортные и
монтажные, работы;
— отсутствие клапанов в скважинном насосном агрегате обуслов-
ливает использование турбонасоса практически без ограниче-
ний по кривизне ствола скважин вплоть до горизонтальных;
— подшипники насоса и турбины гидростатического типа, что
обеспечивает прочную и надежную работу опоры ротора аг-
регата; смазка подшипников выполняется предварительно очи-
щенной и подготовленной жидкостью, что защищает подшип-
ники от воздействия абразивных компонентов скважинной
жидкости;
— гибкость регулирования рабочих характеристик, широкий ра-
бочий диапазон плавного изменения подачи насоса;
— возможность применения скважинного турбонасосного агре-
гата сбрасываемого типа;
85
— неограниченность глубины спуска турбонасоса;
— в скважину могут вводиться различные химические реагенты,
ингибиторы коррозии, деэмульгаторы и др.;
— можно применить различные методы глушения скважин пе-
ред подземным ремонтом, в том числе при нахождении тур-
бонасосного агрегата в скважине.
Для спуска турбонасосного агрегата в скважину используют-
ся сташартн^е НКТ и оборудование, применяемые в нефтяной
лромышленности. Силовые поверхностные насосы выбираются
из множества стандартных насосов компании Weir Pumps' таким
образом, чтобы обеспечивать любой эксплуатационный режим
скважинного турбонасосного агрегата. Как и скважинные на-
сосные агрегаты, поверхностные силовые насосы разработаны и
изготовляются с использованием новейших технологий. Эти на-
сосы практически безотказны в работе на нефтяных промыслах,
Наиболее часто применяются следующие типы поверхностных
установок:
• силовой насос поверхностный с подачей рабочей жидко-
сти до 56 м3/ч, давлением до 42,7 МПа, предназначенный
для обеспечения работы скважинных турбонасосов в од-
ной или двух спаренных скважинах (турбонасосы исполь-
зуются на промыслах Forties компании British PetroLeum);
• силовой поверхностный насос с подачей рабочей жидко-
сти до 110 м3/ч, давлением до 45,7 МПа, для работы сква-
жинных турбонасосов на групповых установках (турбона-
сосы используются на промыслах AUK компании SheLL);
• силовой поверхностный насос серии ОК с большой пода-
чей рабочей жидкости до 3400 м3/сут, давлением до 40 МПа,
применяемый не только для привода турбонасосов, но и
для одновременного нагнетания жидкости в пласт (насосы
используются на нефтяных промыслах Северной Африки).
Параметры выпускаемых фирмой Weir Pumps турбин и насо-
сов для эффективного подъема нефти из скважин диаметром
127...300 мм и глубиной до 2500 м приведены в табл. 6.8.
Для изготовления узлов и деталей турбонасоса использованы
материалы, обеспечивающие максимальную коррозионную из-
носоустойчивость. Наружный корпус турбонасоса и рабочие ко-
леса изготовлены из легированных сталей с высоким содержа-
сь
Таблица 6.8
Марка Диаметр, мм Максимальное число рабочих сту пеней Длина, мм Масса, кг
Турбины
Т 30 88 50 843 32,2
Т42 ,v, 120 40 982 69,5
Т55 ' 138 35 1040 97
Т 68 s 172 20 1155 168
Т 82 225 20 1425 356
Насоса
тррюо \ 98 24 665 28
ТРР135 ' 135 - ; 20 788 62
ТРР145 145 18 7в8 71
ТРР145 '145 16 792 61,6
ТРР190 ,?> 186 10 931 119
ТРР220 к <216 8 1080 207
ТРР270 270 6 1275 344
нием хрома. Рабочие элементы статора и ротора турбины, втул-
ки и кольца, а также подшипники, изготовлены из стеллита (ко-
бальтохромовольфрамовая сталь). Вал изготовляется из сплава
К-монель К-500 с пределом текучести 1560,8...1120 МПа.
В отличие от скважинных электроприводных центробежных
насосов с постоянной частотой вращения вала частоту враще-
ния и подачу турбонасосных агрегатов можно варьировать в за-
висимости от эксплуатационных характеристик скважины и пла-
ста. Это достигается изменением подачи жидкости силового по-
верхностного насоса. Для глубоких скважин при использовании
турбонасосов характерно высокое давление, а для скважин с
малыми глубинами спуска — более низкие давления и большие
подачи. По специальным таблицам и диаграммам можно подо-
брать необходимые параметры и типоразмеры турбонасосов и
поверхностных силовых насосов исходя из эксплуатационных
Условий.
87
Спуск — подъем скважинного агрегата может выполняться
либо на насосно-компрессорных трубах, либо на канате, либо
свободным сбрасыванием в сочетании с гидроприводом. Подвод
рабочей жидкости может осуществляться как по НКТ (прямая
схема), так и по кольцевому межтрубному пространству (обрат-
ная схема). Жидкость может поступать в скважину из системы
поддержания пластового давления.
К не^остаткам этой системы следует отнести необходимость
Очистки’, дегазации й подготовки большого количества жидко-
сти, что приводйт к увеличению металлоемкости поверхностно-
го оборудования и соответственно к увеличению капитальных и
эксплуатационных затрат на обслуживание.
Необходимо также отметить перспективность этого вида обо-
рудования на морских промысловых платформах и в труднодос-
тупных районах.
В последние десятилетия фирмой Kobe создавались турбона-
сосные агрегаты свободно сбрасываемого типа, которые подоб-
но гидропоршневым насосным агрегатам можно спускать или
поднимать из скважины с помощью жидкости. Наземное обору-
дование турбонасосной установки аналогично наземной части гид-
ропоршневых и струйных установок фирмы Kobe. Турбонасосы
фирмы Kobe с аксиальными рабочими ступенями насосов и тур-
бин рассчитаны на частоты вращения вала 10000—65000 мин'1
и перепады давления рабочей жидкости в турбинах до 28 МПа,
что обусловливает их повышенную чувствительность к мехпри-
месям в жидкости.
В установках фирмы Kobe система подготовки рабочей жид-
кости для привода турбины и смазки (тонкая очистка) двухсту-
пенчатая. Первая стадия очистки реализуется на поверхности,
вторая — в глубинном агрегате, в специальном центробежном
устройстве тонкой очистки. Из него чистая жидкость распре-
деляется для смазки всех подшипников турбины и насоса. Упор-
ный подшипник размещен между турбиной и насосом, К двум
сторонам его через диафрагмы под высоким давлением подво-
дится смазывающая жидкость, что обеспечивает осевое усилие,
эффективно противодействующее неуравновешенным осевым
нагрузкам в турбомашине.
Конструктивно каналы для смазочной жидкости выполнены
в виде продольных прорезей в соответствующих кожухах агрега-
88
та корпус которого состоит из коротких секций, соединенных
муфтой. В корпусе размещены центрирующие секции турбины
и насоса. Максимальный КПД агрегата диаметром 59 мм не-
сколько выше 0,5. С увеличением перепада давления в турбине
область режимов работы с высоким КПД существенно расши-
ряется. Увеличить напор насоса можно снижением подачи или
изменением перепада давления в турбине. Последнее позволяет
также сократить расход рабочей жидкости, затраты на ее подго-
товку и гидравлические потери в системе, т.е. повысить эффек-
тивность в целом. Максимальная расчетная подача турбонасо-
са диаметром 59 мм составляет 800 м3/сут, диаметром 73 мм —
1600 м3/сут, диаметром 100 мм — 4000 м3/сут. Длительные про-
мысловые испытания турбонасосных агрегатов фирмы Kobe ди-
аметром 59 мм подтвердили принципиальную работоспособность
скважинного оборудования.
6.6. ВИБРАЦИОННЫЕ
НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Вибрационные машины широко применяются в строитель-
ной промышленности, в бурении неглубоких скважин и в дру-
гих областях техники. Установки вибрационных насосов отли-
чаются простотой конструкции скважинного оборудования, от-
сутствием в нем трущихся или вращающихся рабочих пар, не-
большими габаритами и достаточно высокими значениями КПД.
Многоклапанный вибрационный глубинный насос предназ-
начен для откачки жидкости из нефтяных скважин, обладает
относительно малой металлоемкостью оборудования и длитель-1
ным межремонтным периодом скважин при откачке жидкости,
содержащей механические примеси (песок). Многоклапанный
вибрационный насос разработан в Л)-х годах «ВолгоградНИПИ-
нефть» и успешно прошел испытания на нефтепромыслах объе-
динения «Эмбанефть».
Насосная установка (рис. 6.26) состоит из механического виб-
ратора с электроприводом /, устанавливаемого на устье скважи-
ны, пружины 2, колонны насосно-компрессорных труб 3, об-
ратных клапанов 4 и центраторов 5..
89
пательное движение в
Рис. 6.26. Схема многоклапанного
вибрационного глубинного насоса
Технические характеристики
вибрационного насоса
Подача установки м3/сут.........2—150
Частота колебаний,
цикл/мин...................600—1100
Амплитуда колебаний, мм.........3—8
Максимальное усилие,
развиваемое генератором вибрации
при 1000 цикл/мин., кг..........800
Предельная глубина спуска насоса
на трубах марки Д с высаженными
концами, м......................600
Принцип действия вибрационного насоса
При работе поверхностного вибратора
колонна труб совершает возвратно-посту-
вертикальном направлении. Если ускоре-
ние, сообщаемое трубам и заполняющей их жидкости, достаточ-
но велико, то да некоторых участках пути сила инерции жидко-
сти превышает сумму сил тяжести и трения. Равнодействующая
всех сил, приложенных к жидкости, будет направлена вверх, и
жидкость начнет перемещаться относительно труб, поднимаясь
на поверхность. Расчетная подача установки колеблется в пре-
делах 2—150 м3/сут.
90
РАЗДЕЛ 7.
ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ
НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
7.1. ШТАНГОВАЯ СКВАЖИННАЯ
НАСОСНАЯ УСТАНОВКА. ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
В основу способа эксплуатации скважин штанговыми насо-
сами положено использование объемного насоса возвратно по-
ступательного действия, спускаемого в скважину и приводимого
в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод
и скважинный насос соединены вместе посредством механичес-
кой связи. Весь этот комплекс оборудования называют сква-
жинной штанговой насосной установкой (СШНУ).
Скважинная штанговая установка состоит из привода, устье-
вого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насос-
но-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогатель-
ного подземного оборудования. В отдельных случаях какой-либо
из элементов может отсутствовать, тогда его функцию выполня-
ют другие элементы СШНУ.
Привод предназначен для преобразования энергии двигателя
в механическую энергию колонны насосных штанг, движущих-
ся 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.
Скважинный насос, как правило, плунжерный, преобразует
механическую энергию движущихся штанг в энергию откачива-
емой пластовой жидкости.
91
Колонна насосно-компрессорных труб служит каналом для
подъем откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удер-
жание на весу цилиндра скважинного насоса.
Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость
колонны НКТ, ее соединения с нефтепромысловым коллекто-
ром, 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 эксплуТ&ционной колонны, газовые и песочные якоря
или сепараторы для отделения из пластовой жидкости, поступа-
ющей на прием скважинного насоса, газа и песка, иногда кла-
паны-отсекатели пласта.
В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее
внутренняя полость используется в качестве канала для подъема
пластовой жидкости. При этом колонна НКТ может отсутство- j
вать, а цилиндр скважинного насоса фиксируется специальным 1
якорем с пакером. '
В большинстве СШНУ (рис. 7.1) в качестве привода приме-
няют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка
состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 7.
На раме смонтированы стойка 9, на которой с помощью шарни-
ра укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12,
на другом — шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун
соединен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу ре-
дуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной пе-
редачи соединен с электродвигателем 3. Головки балансира со-
единены с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.
Колонна насосных штанг соединяет канатную подвеску на-
соса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из
отдельных штанг 17. Штанги имеют длину от 6 до Юм, диаметр
от 12 до 25 мм и более, соединяются друг с другом посредством
муфт 23. Полированный шток 14 имеет поверхность, обработан-
ную по высокому классу чистоты, иногда ею называют первой
или сальниковой штангой.
Колонна насосно-компрессорных труб служит для подъема
пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую ар-
матуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб
18длиной по 8—12 м, диаметром 48—114 мм, соединенных труб-
92
Рис. 7.1. Скважинная штанговая насосная установка
1 — фундамент; 2 — рама; 3 — электродвигатель; 4 — клиноременная передача;
5— кривошип; 6, 8— контргруз; 7 — шатун; 9 — стойка; 10 — балансир; 11 —
механизм фиксации головки балансира; 12 — головка балансира; 13 — канат-
ная подвеска; 14— полированный шток; 15 — оборудование устья скважины;
16— обсадная колонна; 17— колонна штанг; 18 — насосо-компрессорные трубы;
19— глубинный насос; 20 — газовый якорь; 21 — уплотнение полированной штанги;
22 — муфТа трубная; 23 — муфта штанговая; 24 — цилиндр глубинного насоса;
— плунжер насоса; 26— нагнетательный клапан; 27 — всасывающий клапан
93
ными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устье-
вой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные тру-
бы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудо-
вание устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая
жидкость направляется в промысловую сеть.
Скважинный насос III представляет собой насос односторон-
него действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к
кцдонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25, соединен-
ного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен
на плунжере, а всасывающий 27 — в нижней части цилиндра.
Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV
или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой
жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между
насосно-компрессорной 18 и обсадной 16 колоннами (на фраг-
ментах 1—IV рисунка эксплуатационная колонна не показана),
а песок осаждается в корпусе якоря.
При работе СШНУ энергия от электродвигателя передается
через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобра-
зующему вращательное движение выходного вала редуктора че-
рез балансир в возвратно-поступательное движение колонны
штанг. Связанный с колонной штанг плунжер также совершает
возвратно-поступательное движение.
7.].I. КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИННЫХ
ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Различные геолого-технические условия применения скважин-
ных штанговых насосных установок (СШНУ) привели к огром-
ному количеству разработанных узлов и целых систем, состав-
ляющих указанную насосную установку. Классификация сква-
жинных штанговых насосных установок представлена в виде
морфологической матрицы на рис. 7.2 [7].
Верхняя строка морфологической матрицы представляет на-
земный привод разных видов и модификаций. Так, в первом
столбце (блоке) расположен механический балансирный станок-
качалка с синусоидальным (или близким к нему) законом дви-
жения, во втором — механический безбалансирный станок-ка-
чалка с тем же законом движения выходного звена, в третьем —
механический привод с трапецеидальным законом движения
94
Приводы СШНУ
Балансирный СК Бсзбалап- сирный СК Длинноходовой механический Гидропривод Пневмопривод Реечный - -- привод
Оборудование устья скважин с СШНУ
Сплошной полированный шток Полый полированный шток Заглубленный устьевой сальник Скважинный сальник Сальник с рейкой или лентой
Колонна штанг
Стальные прутковые с резьбой Комбини- рованные (сталь+ + пластмасса) с резьбой Непрерывные прутковые эллипсные Непрерывные канатные Непрерывные ленточные (стальные) Непрерывные ленточные (неметал)
Скважинные насосы
Невставные Вставные Для вязких жидкостей Для газиро- ванных жидкостей Для жидкос- тей с мех. примесями
Рабочий орган скважинного насоса
Плунжер гладкий Плунжер с канавками Плунжер «пескобрей» Поршень с резиновыми манжетами Поршень с мегаллич. уплотнителями Диафрагма плоская
Клапаны скважинных насосов
Одношаровый Двухшаровый Тарельчатый Лепестковый
Рис. 7.2. Морфологическая матрица скважинных штанговых насосных установок
выходного звена, в четвертом — гидравлический привод с тра-
пецеидальным законом движения, в пятом — пневматический с
тем же законом движения. В остальных блоках (заполненных
пунктиром) могут располагаться другие по виду основных рабо-
чих органов или закону движения выходного звена (в данном
случае — точки подвеса полированного штока) виды приводных ;
частей штанговой скважинной насосной установки. j
* Вторая строка Содержит структурные единицы оборудования ]
герметизаций устья. В первом столбце второй строки находится (
устьевой сальник со сплошным полированным штоком, во вто-
ром — с полым полированным штоком, в третьем — с заглуб-
ленным сальником, в четвертом — со скважинным сальнико-
вым уплотнителем, в пятом — с использованием ленточных или
реечных подвижных элементов. Другие виды уплотнений колонны
насосных штанг на устье скважины могут быть представлены в
остальных блоках данной строки.
В третьей строке расположены блоки, представляющие виды
штанговых колонн. Первый вид — обычная стальная колонна
штанг, отдельные элементы которой соединяются друг с другом
с помощью резьбы, во втором блоке — комбинированная ко-
лонна штанг, включающая металлические и неметаллические
штанги, в третьм блоке — непрерывные стальные эллипсообраз-
ные штанги, в четвертом — непрерывные стальные канатные
штанги, в пятом — стальные ленточные штанги и т.д.
В четвертой строке расположены скважинные насосы. Плун-
жерные одноступенчатые насосы расположены в первом блоке,
насосы для откачки высоковязких жидкостей расположены во
втором блоке, в третьем — насосы для работы с сильно газиро-
ванными жидкостями, в четвертом — насосы для откачки жидко-
сти со значительным содержанием механических примесей и т.д.
Различные виды рабочих органов скважинных насосов пред-
ставлены в пятой строке, в шестой строке размещены разные
виды клапанных узлов насосов.
Представленная на рис. 7.2 морфологическая матрица может
быть продолжена как по вертикали (вплоть до видов крепежных
элементов и конструктивного исполнения их резьбы), так и по
горизонтали в каждой строке. Причем, даже если на сегодняш-
ний день какая-либо строка или столбец могут казаться запол-
ненными, то из-за непрекращающегося научно-технического
96
прогресса уже завтра в указанных столбцах и строках могут по-
явиться десятки новых элементов и новых свободных ячеек.
7.2. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ
НАСОСНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
С точки зрения экономических возможностей СШНУ могут
обеспечить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от
5 до 50 м3/сут. В области подач от 1 до 40 м3/сут СШНУ имеет
более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи
нефти и при подаче, равной 35 м3/сут, он может достигать мак-
симального значения (37%). Таким образом, СШНУ хорошо
приспособлена для работы в условиях малого и среднего дебита
скважин. Однако, в некоторых случаях подача может достигать
200 м3/сут и глубины подвески насосов достигают 2500 м [15].
Независимо от конструкций основных узлов, для всех СШНУ
характерны следующие особенности: 1) значительное удаление
гидравлической части насоса от механической, т.е. плунжера с
цилиндром от кривошипно-шатунного механизма; 2) вертикаль-
ное расположение основных элементов установки; 3) малый
поперечный (диаметральный) размер деталей, входящих в гид-
равлическую (подземную) часть установки. Все это в свою оче-
редь обусловливает следующие явления, неблагоприятные для
работы СШНУ.
1. Суммарная деформация колонны штанг и насосно-комп-
рессорных труб достигает значительных величин и соизмерима
с длиной хода плунжера.
2. Закон движения точки подвеса штанг отличается от закона
движения плунжера, фактическая длина хода плунжера на 200—
500 мм меньше длины хода точки подвеса штанг. Поэтому при
выборе режима работы установки стараются обеспечить макси-
мальную длину хода плунжера.
3. Усилие в точке подвеса штанг постоянно направлено вниз и
отличается при ходе вверх и вниз на 30—50%. Постоянство на-
правления нагрузки в точке подвеса штанг, обусловленное весом
колонны штанг и столба жидкости под плунжером глубинного на-
соса, обусловливает неравномерную загрузку приводного двигателя.
97
7 Ив
За время полного оборота кривошипа, т.е. за время одною
цикла работы глубинного насоса, происходит подъем и опуска-
ние штанг. При этом при ходе штанг вверх двигатель привода
должен затратить дополнительную работу по подъему штанг —
увеличению их потенциальной энергии. Полезная работа двига-
теля при ходе вверх расходуется на подъем жидкости.
Для обеспечения хода штанг вниз не нужно совершать допол-
нительной ра^ртвТ— колонна опускается вниз силой собственно-
го веса, а ^рцноднбй двигатель при этом работает вхолостую.
Для обеспечения равномерной нагрузки двигателя за время
двойного хода и уменьшения его мощности привод СШНУ снаб-
жают уравновешивающим устройством (в данном случае — гру-
зы на правом плече балансира), назначение которого аккумули-
ровать энергию, получаемую от приводного двигателя и штанг,
при ходе плунжера вниз и отдавать ее при ходе штанг вверх.
7.2.1. МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИВОДЫ СКВАЖИННЫХ
ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК.
КЛАССИФИКАЦИЯ, ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
Общая классификация приводов
штангового скважинного насоса
Приводы штангового глубинного насоса могут быть класси-
фицированы: 1) по роду используемой энергии в передаче; 2) по
числу обслуживаемых одним приводом скважин; 3) по виду пер-
вичного двигателя [8].
По роду используемой энергии различают приводы: механи-
ческие, гидравлические и пневматические. В механическом при-
воде глубинного насоса основные функции выполняют механи-
ческие передачи, в качестве передаточного звена в гидравличес-
ких приводах применяются жидкости, а в пневматических —
воздух.
Наиболее распространенными являются механические при-
воды штанговых насосов. Определенное применение имеют гид-
равлические приводы насосов. Пневматические устройства в
качестве привода глубинного насоса имели незначительное при-
менение из-за многих существенных недостатков.
98
В механических и гидравлических приводах насосов пневма-
ическое устройство применяется как уравновешивающая сис-
тема Любой вид привода штангового насоса имеет первичный
питатель, в качестве которого применяются электрические или
тепловые двигатели: электрические двигатели питаются от про-
мысловой электросети. Роль теплового двигателя в основном
выполняют двигатели внутреннего сгорания, работающие на
жидком топливе, или газовые двигатели, работающие на про-
мысловом газе.
В зависимости от числа обслуживаемых, скважин одним при-
водом последние могут быть: индивидуальные или, так называе-
мые на практике, групповые. В первом случае у каждой скважи-
ны устанавливается свой индивидуальный привод с двигателем, а
ведомое звено привода соединяется с колонной насосных штанг.
При наличии на промысле большого числа близко располо-
женных друг от друга скважин с примерно одинаковой характе-
ристикой и небольшой глубины (особенно малодебитных) эксп-
луатация их раньше осуществлялась от одного привода, обслу-
живающего от 2—4 до 40 и более скважин.
На рис. 7.3 представлена общая классификация приводов
штанговых насосов [8].
Рис. 7.3. Общая классификация приводов штанговых насосов
99
Общая классификация индивидуальных
приводов штанговых насосов
В соответствии с обшей классификацией приводов насосов
индивидуальные приводы также подразделяют на: механичес-
кие, гидравлические и пневматические с электрическим или теп-
ловым двигателем. Они имеют следующие основные параметры.
> 1. Допускаемая нагрузка Ртах (сумма статических и динами-
ческих на грузов в точке подвеса штанг.
2. Длина хода точки подвеса штанг 5.
3. Число ходов точки подвеса штанг лтах.
Исходя из максимальной величины этих параметров, совре-
менные индивидуальные приводы насосов могут быть разделе-
ны на следующие категории.
По величине максимальной нагрузки в точке подвеса штанг.
В современной практике применения штанговых насосов встре-
чаются приводы с максимальной нагрузкой в точке подвеса штанг
Ртах от 500—800 кг до 15—28 т.
Исходя из такого диапазона изменения нагрузок Ртах (т), при-
воды насосов могут быть следующие:
Легкие
Средние
Тяжелые
Р
<3
<10
3< Р .
По длине хода точки подвеса штанг. В нефтепромысловом
деле практическое применение имеют приводы с максимальной
длиной хода точки подвеса штанг от 0,3 до 10 м. Большое рас-
пространение имеют приводы с длиной хода до 6 м.
По максимальной длине хода S в точке подвеса штанг при-
воды могут быть следующие (м):
Короткоходовые Smax < 1
Среднеходовые 1 < 5тах < 3
Длинноходовые 3 < 5тах < 6
Сверхдлинноходовые Sinax > 6
По числу двойных ходов точки подвеса штанг.
Практическое применение имеют приводы с максимальным
числом ходов от 2—4 до 20 в минуту.
100
Рис. 7.4. Общая классификация индивидуальных приводов штанговых скважинных насосов
По числу ходов п точки подвеса штанг приводы насосов
могут быть следующими:
Тихоходные итах < 6
Со средним числом ходов 6 < «тах < 15
Быстроходные лтах > 15
По величине потребляемой мощности. Выше мы классифици-
ровали Приводы в укрупненном виде по величине основных па-
раметров. Произведение этих параметров Р- s • п представляет
собой работу, выполненную в единицу времени (в течение од-
ной минуты), т.е. мощность.
С учетом величины потребляемой мощности N, кВт, индивиду-
альные приводы насосов можно разделить на четыре категории.
Маломощные N < 5
Средней мощности 5< N< 25
Мощные 25 < 7V< 100
Сверхмощные 7V" > 100
Общая классификация индивидуальных приводов штанговых
глубинных насосов представлена на рис. 7.4 и 7.5.
Индивидуальные механические приводы
В нефтедобывающей промышленности наибольшее распрос-
транение получили приводы штангового скважинного насоса
механического действия.
Как все приводы, так и механические бывают индивидуаль-
ные и групповые. Основное применение в настоящее время имеют
индивидуальные механические приводы. Они используются по
их прямому назначению, т.е. как привод насоса, работающего в
одной скважине. Кроме того, бывает, что этот же привод одно-
временно является приводом других нефтепромысловых меха-
низмов, как, например, лебедки для подземного ремонта, насо-
са для закачки жидкости в скважину, подвесного компрессора
для откачки газа из скважины и т.д.
Использование индивидуального привода насосов одновре-
менно для других промысловых механизмов не всегда рацио-
нально, так как, во-первых, конструкция привода усложняется,
а во-вторых, глубинный насос и дополнительный механизм бу-
102
работать в одном режиме. Таким образом, при создании оп-
тимального режима работы насоса дополнительный механизм
будет работать не в оптимальном режиме, и наоборот.
Индивидуальные механические приводы выполняются по раз-
личным принципиальным схемам в зависимости от конструктив-
ного назначения. В основном они состоят из двух видов механиз-
мов: для снижения скорости вращения вала двигателя до числа
ходов точки подвеса штанг; для преобразования вращательного
движения звена со сниженным числом оборотов в возвратно-по-
ступательное движение точки подвеса штанг. Первая группа ме-
ханизмов будет названа трансмиссией или передачей вращатель-
ного движения, вторая группа — преобразующим механизмом.
Особое влияние на работу и конструкцию привода насоса
оказывает принципиальная кинематическая схема преобразую-
щего механизма.
По видам преобразующих механизмов механические приводы
насосов делятся на две группы: балансирные и безбалансирные.
В балансирном приводе вертикальное возвратно-поступательное
движение точки подвеса штанг осуществляется посредством ка-
чающегося балансира (коромысла), а в безбалансирных приводах
механического действия это движение осуществляется разными
другими механизмами без применения качающегося балансира.
В нефтепромысловой практике балансирные индивидуальные
приводы называют станками-качалками. Кроме трех общих па-
раметров (максимальные значения: нагрузки в точке подвеса
штанг Ртах, длины хода 5max и числа ходов лгаах), индивидуальные
механические приводы характеризуются еще максимальным до-
пустимым значением крутящего момента Л/тах на валу ведущего
звена преобразующего механизма (то же самое, что и на ведо-
мом валу трансмиссии). Так что максимальное значение этого
момента является одним из основных параметров механических
индивидуальных приводов.
По величине крутящего момента индивидуальные механичес-
кие приводы могут быть классифицированы следующим обра-
зом (кгс-м):
приводы с малым моментом при Мс < 1000
- со средним при 1000 < Мс < 3000
i;: с большим при 3000 < Мс < 6000
со сверхбольшим при Мс > 6000
юз
Между крутящим моментом и параметрами Р1ах, 5 и п суще-
ствует определенная аналитическая зависимость. Общая класси-
фикация механических приводов насосов представлена на рис. 7.5.
Существуют многочисленные конструкции станков-качалок,
выполненные по различным кинематическим — схемам как
трансмиссии, так и преобразующего механизма.
Балансиры станков-качалок на практике встречаются двух
♦ видов( как двуплечего рычага (рычаг первого рода),
*так и механизм одноплечего рычага (рычаг второго рода).
По этому признаку все балансирные индивидуальные приво-
ды (станки-качалки) могут быть подразделены на две группы:
станки-качалки с двуплечим балансиром и одноплечим балан-
сиром [9].
В станках-качалках с двуплечим балансиром (рис. 7.6) опора
С качения балансира BD находится между точкой подвеса штанг
D и точкой В сочленения балансира с шатуном 3. Применяемые
станки-качалки в основном созданы по этой схеме.
В станках-качалках с одноплечим балансиром точка сочлене-
ния В шатуна 3 с балансиром DC находится между точкой под-
веса штанг D и опорой балансира С. Соединение станка-качал-
ки (т.е. конца его балансира) с колонной штанг (с точкой подве-
са штанг) производится двояко — непосредственно шарнирно (см.
рис. 7.6, а и 7.7, а) или посредством гибкой связи 5 (см. рис. 7.6, б
и 7.7, б).
В первом случае штанга подвешивается непосредственно к
концу балансира в точке D, которая описывает дугу D.DD-, ради-
усом (см. рис. 7.6, а и 7.7, а). Общее отклонение оси сальни-
кового полированного штока OD от вертикальной оси скважи-
ны (или от оси сальника) будет равно величине стрелы h сегмен-
та D'DD2. Такое отклонение оси сальникового штока отрица-
тельно влияет на работу сальникового устройства. По этой при-
чине такое соединение головки балансира станка-качалки с точ-
кой подвеса штанг в настоящее время почти не применяется.
Гибкое звено 5 в сочетании с дугообразной головкой балансира
представляется прямолинейно направляющим механизмом. При
этом конец балансира (головка балансира) выполняется так, что
при работе станка-качалки гибкое звено 5, закрепленное одним
концом в верхней части головки и другим концом к сальниково-
му штоку, всегда огибает дугу радиусом Kv Таким образом, обес-
104
Рис. 7.5. Общая классификация механических приводов
Рис. 7.6. Кинематическая схема обычных станков-качалок с одноплечим балансиром:
о — с шарнирной головкой; б — с дуговой головкой
Рис. 7.7. Сравнительная схема станков-качалок
с двуплечим и одноплечим балансиром:
а — с шарнирной головкой; б — с дуговой головкой
печиваются прямолинейное движение точки подвеса штанг D и
нормальная работа сальникового устройства.
Почти во всех станках-качалках в качестве преобразующего
механизма используется четырехзвенный шарнирный кривошип-
но-коромысловый механизм. Имеются также станки-качалки, в
которых в качестве преобразующего применяются другие виды
механизмов.
Учитывая, что в нефтяной промышленности в основном при-
меняются станки-качалки с четырехзвенным кривошипно-ко-
ромысловым преобразующим механизмом, будем называть их
обычными станками-качалками. На рис. 7.8. представлена клас-
сификация механических балансирных приводов скважинных
штанговых насосов (станков-качалок) [9].
107
В последние годы на нефтепромыслах страны стали появ-
ляться станки-качалки с перенесенным вперед четырехзвенным
механизмом, в которых шарнирный четырехзвенник располо-
жен между скважиной и опорой балансира. Такие приводы при-
нято называть станками-качалками с одноплечим балансиром.
В числе основных достоинств подобных станков-качалок —
компактность по сравнению с обычными станками-качалками
» ( .
Рис. 7.8. Классификация механических балансирных приводов
скважинных штанговых насосов
Рис. 7.9. Сравнительная схема станков-качалок с двуплечим
и одноплечим балансиром
108
Рис. 7.10. Общая классификация уравновешивания привода
скважинного штангового насоса
при одинаковых параметрах. На рис. 7.9 представлена совме-
щенная сравнительная схема механизма с двуплечим и однопле-
чим балансиром.
Для механизма с одноплечим балансиром параметры обозна-
чены индексом-штрихом. В приводах с двуплечим балансиром
отношение переднего и заднего плеч балансира обычно состав-
ляет кх/к = 1,0—1,2 и даже в вышедших из применения стан-
ках-качалках нс превышало 1,4—1,5. Из схемы на рис. 7.9 видно,
чъо при одноплечих'балансирах отношение kv выполняющего
роль переднего плеча, к к' (заднее плечо) существенно больше,
т.к. длина заднего плеча составляет лишь часть длины передне-
го плеча балансира. Поэтому во втором случае одним и тем же
кривошипом можно получить намного больший ход головки
балансира или, при одинаковой длине хода, сократить габари-
ты станка-качалки по сравнению с обычной. При этом все ос-
новные геометрические отношения звеньев остаются теми же
(г// = г /Г, г/к = г’/к'"). Одновременно решается проблема ог-
раничения массы кривошипов, противовесов и установки в
целом, т.к. сокращается и потребная длина фундамента. Фак-
тически в станках-качалках с механическим уравновешивани-
ем отношение кх/к' составляет не очень большую величину,
т.к. из стремления получить другие преимущества точка В' со-
пряжения шатунов с траверсой (с балансиром) переносится
ближе к головке балансира.
Применение кинематической схемы с одноплечим баланси-
ром позволяет улучшить динамические характеристики станка-
качалки, т.е. уменьшить динамические нагрузки и смягчить виб-
рации насосных штанг; при этом кривошипы должны вращать-
ся против часовой стрелки при устье скважины слева от наблю-
дателя (для обычных станков-качалок наоборот) [9].
В числе недостатков рассматриваемых станков-качалок по-
ниженная боковая устойчивость, затрудненность обслуживания
и ремонта, повышенная опасность обслуживания приводов с
кривошипным уравновешиванием вследствие того, что скважи-
на оказывается между кривошипами.
Условия уравновешивания станков-качалок с одноплечим
балансиром позволяют применять в них фигурные кривошипы.
Схема станка качалки является очень удобной для примене-
ния пневматического, гидравлического или комбинированного
но
уравновешивания, которые используются в тяжелых мощных
установках. В этих случаях соответствующий цилиндр помеща-
ется между траверсой и головкой балансира. Цилиндр может
быть неподвижным, когда он крепится к основанию, а шток
поршня к балансиру, или подвижным, если сам крепится к ба-
лансиру, а шток к основанию. Система уравновешивания полу-
чается сложной, т.к. помимо цилиндро-поршневой группы тре-
буется целый комплекс оборудования. Например, при пневма-
тическом уравновешивании с гидрозатвором необходимы комп-
рессор, ресивер, масляный компенсационный насос, емкость с
маслом и др. (рис. 7.10).
В конструкциях с чисто механическим уравновешиванием
траверса обычно располагается не в средней части балансира, а
переносится ближе к головке балансира, чем обеспечивается
определенный эффект.
Известны индивидуальные механические приводы и группо-
вые приводы для эксплуатации нескольких скважин.
Приводы первого типа включают двигатель, трансмиссию —
преобразующий механизм, и обеспечивают движение только
одной колонны насосных штанг. В настоящее время почти все
приводы, СШНУ относятся к этому типу.
Приводы второго типа служат для эксплуатации нескольких
(от 2 до 40) скважин, расположенных близко друг от друга и
имеющих сопоставимые параметры. Групповой привод исполь-
зовался для эксплуатации малодебитных скважин и в настоящее
время не применяется. В индивидуальном механическом приво-
де трансмиссия уменьшает частоту вращения вала двигателя до
числа оборотов, соответствующего числу двойных ходов точки
подвеса штанг.
Механизм для преобразования вращательного движения вы-
ходного звена трансмиссии в возвратно-поступательное движе-
ние точки подвеса колоны штанг обеспечивает кинематическую
связь, уравновешивающего устройства с точкой подвела штанг.
Трансмиссия, используемая в индивидуальном приводе, обыч-
но состоит из ременной передачи от двигателя к входному валу
редуктора. Редуктор выполняется двух- или трехступенчатым с
зубчатыми зацеплениями различных типов.
Наибольшее влияние на конструкцию установки оказыва-
ют тип и кинематическая схема преобразующего механизма.
ill
По видам преобразующих механизмов механические приводы
делятся на две группы: балансирные и безбалансирные. В пер-
вых возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг
достигается использованием качающегося рычага — баланси-
ра, который соединяется с выходным валом трансмиссии по-
средством кривошипно-шатунного механизма. В свою очередь
кривошипно-шатунный механизм может быть со звеньями
имеющими постоянную или переменную длину, изменяющу-
юся в предела^лремени одно цикла работы установки.
В безбалансирных приводах возвратно-поступательное дви-
жение точки подвеса штанг обеспечивается за счет использова
ния механизмов с гибкими элементами (канаты или цепи).
Рассмотрим основные типы механических индивидуальны |
приводов с точки зрения их кинематических схем.
Тип кинематической схемы определяется конструкцией ба
лансира, исполняемого в виде двуплечного или одноплечног
рычага.
7.2.1.1. Балансирные станки-качалки
Станки-качалки с двуплечным балансиром. В этой констр\
ции опора балансира находится между точками подвеса штан1
сочленения балансира с шатуном. Усилия к балансиру передает-
ся через шатун соединенные с балансиром траверсой.
Стандартом 1966 г. было предусмотрено 20 типо-разме-
ров станков-качалок (СК) грузоподъемностью от 1,5 до 20 т
(см. табл. 7.1) [10]. Типовая конструкция СК представлена на
рис. 7.11. Впервые в стране был начат выпуск приводов, в кото-
рых редуктор был поднят и установлен на подставке.
При создании размерного ряда учитывалась унификация уз-
лов и элементов с той целью, чтобы свести к минимуму разно-
образие быстроизнашивающихся узлов и тем самым упростить
изготовление, ремонт, обслуживание и снабжение оборудова-
ния запасными элементами. Для этого из 20 типов станков-ка-
чалок 9 — были выполнены как базовые, а остальные 11 — в
виде их модификаций. Модификации заключались: 1) в измене-
нии соотношений длин переднего и заднего плеч балансира пу-
тем замены головки балансира или всего балансира, что приво-
дило к изменению грузоподъемности и длины хода станка-ка-
112
Рис. 7.11. Схема станка-качалки по ГОСТ 5866-66
чалки; 2) в применении редуктора с другим крутящим момен-
том; 3) в одновременной замене балансира и редуктора.
Фактически в серийный выпуск пошли только 9 моделей,
включая 7 базовых и 2 модифицированных. Условное обозначе-
ние на примере 4СКЗ-1,2-700 расшифровывается следующим
образом:
8 Ив
113
4СК — станок-качалка 4 — базовой модели;
3 — допускаемая нагрузка на головку балансира 3 т;
1,2 — наибольшая длина хода точки подвеса штанг 1,2 м;
700 — допускаемый крутящий момент на редукторе 700 кгс-м.
Начиная с этого стандарта, в числе важнейших параметров
стал регламентироваться крутящий момент редуктора вместо
числа качаний балансира.
4 ОсЦовны£<Фйпоразмеры СК, выпускаемых по разным стан-
дартам, приведены в таблице 7.1—7.12.
Указанные станки-качалки имеют редукторы следующих ти-
пов (см. табл. 7.7).
В условных обозначениях редукторов указано:
Ц — цилиндрический;
2 — двухступенчатый;
Н — нормального ряда;
С — суммарное осевое расстояние в мм;
Ш — шевронное зацепление (этот признак был положен в
основу отличия станков-качалок с одинаковыми параметрами).
Станки-качалки по ГОСТ 5866-76
Из намечавшихся к выпуску 30 типо-размеров производством
было освоено 7 моделей представленных в таблице 7.3.
Условное обозначение на примере СК5-3-2500 расшифровы-
вается следующим образом:
СК.5 — станок-качалка с максимальной нагрузкой на головку
балансира 5 т;
3 — максимальная длина хода устьевого штока 3 м;
2500 — максимальный крутящий момент на ведомом валу
редуктора 2500 кгс-м.
В станках-качалках применяются редукторы следующих типов:
СКЗ-1,2-630
СК5-3-2500
СКб-2,1-2500
СК8-3,5-4000
СК8-3,5-5600
С К.10-3-5600
СК12-2,5-4000
Ц2НШ-315 (/
Ц2НШ-450 (/
Ц2НШ-450 (/
Ц2НШ-750Б (/
Ц2НШ-560 (1
Ц2НШ-560 (i
Ц2НШ-750Б (i
= 39,868)
= 39,924)
= 39,924)
= 37,18)'
= 40,315)
= 40,315)
= 37,18)
114
Таблица 7.1
Основные параметры станков-качалок ГОСТ 5866-56
Тип станка- качалки Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, кН Длина хода иолирова иного штока, м, Число качаний балан- сира в мин, Макс, крутя- щий момент, КН м Длина переднего плеча балансира, Мм
СКН2-615 20 0,3; 0.45; 0,6 4,7-15 2.5 740
СКНЗ-1515 30 0,45; 0,6; 0,75; 0.9; 1,05; 1,2; 1,35; 1.5 4,7-15 6.5 1500
СКН5-ЗО15 50 0.9; 1,2; 1,5;1,8; 2,1; 2,4; 2,7; 3,0 4,7-15 23 3000
СКН10-3315 100 1,2; 1,5; 1,8; 2,1;2,4; 2,7; 3,3 4,7-15 40 3300
СКН10-3012 100 1.2; 1.8; 2,4; 3,0 6-12 57 4500
Продолжение табл. 7. /
Длина заднего плеча балан- сира, мм Длина шатуна, мм Радиус криво- шипа, мм Габаритные размеры, мм Масса комплек-
длина ширина высота
740 840 295 2950 1020 1700 2.0
1500 1910 720 5300 1620 3820 4,5
2500 3200 1200 8140 1880 5890 11.2
2750 3500 — 3300 1320 9600 2160 6060 17.5
4080 1150 11430 2380 7110 22,0
115
Таблица 7.2
Основные параметры станков-качалок ГОСТ 5866-66
Тип станка-качалки 1 Наиболь- шая допусти- мая ндгрузка * в то 1ке подвеса штанг. кН Длина хода полиро- ванного штока, м Число качаний балан- сира в мин. Мак., крутя- щий мо- мент, кН- м Длина переднего плеча балан- сира, мм
1СК1.5-0.42-100 15 0,3; 0,35; 0,42 5-15 1 510
2СК2-0.6-250 20 0,3; 0,45; 0,6 5-15 2,5 740
ЗСКЗ-0.75-400 30 0,3; 0,52; 0,75 5-15 4 750
4СКЗ-1.2-700 30 0,45; 0,6; 0,75; 1,05; 0.9; 1,2 5-15 7 1200
6СК4-3-2500 40 1,29; 1,7; 2,15; 2,6; 3.0 6-15 25 3000
5СК6-1,5-1600 60 0,6; 0,9; 1,2;1,5 5-15 16 1500
6СК6-2.1-2500 60 0,9; 1,2;1,5; 1,8; 2,1 6-15 25 2100
7СК8-3.5-4000 80 1,675; 2,1; 2,5; 3.0; 3.5; 5-12 40 3500
7СК12-2.5-4000 120 1,2; 1,5; 1.8; 2,1; 2.5; 5-12 40 2500
8СК 12-3.5-8000 120 2,1; 2,3; 2,6; 2,9; 3,2; 3.5 5-10 80 3500
9СК20-4.2-12000 200 2,5; 2,8; 3,15; 3,5; 3.85; 4,2; 5-10 120 4200
1СЮ-0.6-100 10 0,4; 0,5; 0,6; 5-15 1 740
2СК1.25-0.9-250 12.5 0,44; 0,66; 0,9 5-15 2,5 1100
ЗСК2-1.05-400 20 0,42; 0,75; 1,05 5-15 4 1050
4СК2-1.8-700 20 0,675; 0.9; 1,125; 1,350; 1,575; 1,8 5-15 7 1800
5СК4-2.1-1600 40 0,84; 1,26; 1,68; 2,1 5-15 16 2100
7СК12-2.5-6000 120 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5 5-12 60 2500
7СК8-3.5-6000 80 1,675; 2.1; 2,5; 3,0; 3,5; 5-12 60 3500
8СК8-5-8ООО 80 3,0; 3.3; 3,7; 4,1; 4,6; 5,0 5-10 80 5000
9СК15-6-12000 150 3,35; 4,0; 4,5; 5.0; 5,5; 5-10 120 6000
116
Продолжение табл. 7.2
Длина заднего плеча балансира, мм Длина шатуна, мм Радиус криво- шипа, мм Габаритные размеры, мм Масса комплек- та, г
длина ширина высота
510 680 200 2150 900 1700 1,05
740 840 295 2940 1000 . 2000 1,55
750 1025 360 3000 1060 2250 2.55
1200 1430 570 4350 1420 3500 4,05
2100 2500 1000 7450 1650 5600 • 9,1
1500 1790 715 4850 1500 4400 6,0
2100 2500 1000 6550 1650 5300 9,0
2500 3000 1200 8800 1850 6700 14.5
2500 3000 1200 7800 1850 6400 14.2
3500 4200 1670 9350 2500 8800 20.0
4200 5000 2000 11400 3400 11000 33,0
510 680 200 2380 900 1800 1,05
740 840 295 3300 1000 2300 1,55
750 1025 360 3300 1060 2500 2,55
1200 1430 570 4950 1420 3800 4,05
1500 1790 715 5450 1500 4800 6.05
2500 3000 1200 7900 2350 6450 16.2
2500 3000 1200 8900 2350 6750 16,5
3500 4200 1670 10850 2500 9100 21.0
4200 5000 2000 13200 3400 11500 34,0
117
Таблица 7.3
Основные параметры станков-качалок по ГОСТ 5866-76
Тип станка- качалки Наиболь- шая допус- тимая нагрузка в точке пекинеса 7^.- кН Длина хода полиро- ванного штока, м Число качаний балан- сира в мин. Мак. крутящий момент кН-м Длина переднего плеча балан- сира, мм
СКЗ-1.2-630 30 0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 1.2; 5 -15 6,3 1200
СК5-3-2500 50 1,3; 1,8; 2,1; 2.5; 3,0; 5-15 25 3000
СК6-2.1-2500 60 0,9; 1,2; 1.5; 1.8; 2,1; 5-14 25 2120
СК8-3.5-4000 80 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3.5; 5-12 40 3500
СК8-3,5-5600 80 1.8; 2,1; 2,5; 3.0; 3.5; 5-12 56 3500
СК 10-3-5600 100 1.5; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 5-12 56 3500
СК12-2.5-4000 120 1.2; 1.5; 1.8; 2.1; 2,5; 5-12 56 3000
Продолжение табл. 7.3
Длина заднего плеча балан- сира, мм Длина шатуна. мм Наиболь- ший радиус кривошипа, мм Габаритные размеры, мм Масса комп- лекта, т
длина ширина высота
1200 1430 570 4125 1350 3245 3,75
2100 2500 1000 7380 1840 5195 9,5
2100 2500 1000 6480 1840 4960 8,6
2500 3000 1200 8450 2250 6210 14,2
2500 3000 1200 8450 2250 6210 14.2
2500 3000 1200 7950 2250 5835 14,1
2500 3000 1200 7450 2250 5730 14.4
118
Таблица 7.4
Ряд станков-качалок, выпускаемых
румынским заводом «Вулкан» (г. Бухарест)
Тип станка- качалки Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг. кН Длина хода полиро- ванного штока, м Число качаний балансира в мин. Мак. крутящий момент КН м Длина перед- него плеча балансира, мм
UP-7T 70 0.9; 1,2; 1.5; 2.0; 6,3-15 35 2200
UP-9T 90 0.9; 1,2; 1,5; 2,0; 6-15 55 2500
UP12T 120 1.5; 2; 2.5; 3,0 6,2-12 75 3000
UP15T 150 1,5; 2,0; 2,5; 3.0; 3,5; 4,0 6,2-12 1000 4000
Продолжение табл. 7.4
Длина заднего плеча балан- сира, мм Длина шатуна, мм Радиус криво- шипа, мм Габаритные размеры, мм Масса комплекта т
длина ширина высота
2200 2400 1700 7892 1950 5486 10.8
2500 3000 2000 8752 2400 6580 15.1
2800 3300 2200 9700 2400 7360 19,84
3200 3770 2500 11105 2750 8650 26,56
119
Таблица 7.$
Технические характеристики станков-качалок
типа СКД по ОСТ 26-16-08-87
Тип станка- качалки Наиболь- шая допус- тимая нагрузка в , точке .• подвеса '’штанг. кН Длина хода полирован- ного штока, м Число качаний балан- сира в мин. Мак. крутя- щий мо- мент, КН- м Длина перед- него плеча балан- сира, мм
СКДЗ-1.5-710 30 0,75; 0,9; 1,1; 1,3: 1.5 5-15 7,1 1145
СКД4-2.1-1400 40 0,7; 1,0; 1,3; 1,6; 2,1 5-14 14.0 1600
С КД6-2.5-2800 60 0,9; 1.2; 1,6; 2,5; 5-14 28,0 1905
СКД8-3-4000 80 1,2; 1,6: 2,0; 2,5; 3,0; 5-12 40,0 2290
СКД10-3.5-5600 100 1,6; 2,0; 2,4; 2.8; 3,5; 5-12 56,0 2670
СКД12-3-5600 120 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0 5-12 56,0 2290
Продолжение табл. 7.5
Длина заднего плеча балан- сира. мм Длина шатуна, мм Радиус криво- шипа, мм Габаритные размеры, мм Масса комплек- та,
длина ширина высота
1085 1625 650 4050 1360 2785 3,5
1415 2125 850 5100 1700 3650 6,45
1665 2500 1000 6085 1880 4230 7,8
2000 3000 1290 6900 2250 4910 11,78
2000 3000 1290 7280 2250 5318 12,80
2000 3000 1290 6900 2250 4910 12,43
120
Таблица 7.6
Основные параметры станков-качалок
Тип станка-качалки Уравновешивание
Система Вес противовеса на их число, кг
Балансирных Кривошипных
1СК1.5-0.42-100 балансирная 37x16 -
2СК2-0-6-250 37x19 -
ЗСКЗ-О.75-400 40x22
' 4СКЗ-1.2-700 комбиниро- ванная 32x8 210x4
6СК4-3-2500 40x8 580x4
5СК6-1.5-1600 80x4 580x4
6СК6-2.1-2500 80x4 580x4
7СК8-3.5-4000 кривошипная - 750x6
7СК12-2.5-4000 750x6
8СК12-3.5-8000 - 750x8
9СК20-4.2-12000 - 1500x8
1СК1-0.6-100 балансирная 37x16
2СК1.25-0.9-250 37x19 -
ЗСК2-1.05-400 40x22 -
4СК2-1.8-700 комбиниро- ванная 32x8 210x4
5СК4-2.1-1600 40x8 580x4
7СК12-2.5-6000 - 750x8
7СК8-3.5-6000 кривошипная - 750x8
8СК8-5-8000 - 750x8
9СК15-6-12000 - 1500x8
СКН2-615 балансирная - -
J2KH3-1515 комбиниро- ванная -
_СКН5-ЗО!5 -
CKHIO-3315 кривошипная - -
LCKHI0-3O12 - -
121
Продолжение табл. 7.6
Редуктор Клиновидные ремни (тип) Мощность электродвигателя, кВт
Ц2Н-250 О 1.7
Ц2Н-300 А 2,8
.» i^h-iso. .. А 4,5
*Г ЦЗН-ДСО' >" А 7,0
Ц2Н-650 Б 20
Ц2Н 500 Б 10
Ц2Н-650 В 20
Ц2Н-750 В 28
Ц2Н-750 В 28
Ц2Н-1000 Г 40
Ц2Н-1000 Г 55
Ц2Н 250 О 1,7
Ц2Н-300 А 2,8
Ц2Н-350 А 4,5
Ц2Н-400 А 7
Ц2Н-560 Б 10
Ц2Н-850 В 28
Ц2Н-850 В 28
Ц2Н-1000 Г 40
Ц2Н-1000 Г 55
Ц2Н-250 - -
Ц2Н-315 -
Ц2Н-650 - -
Ц2Н-750 -
Ц2Н-1000 -
122
Таблица 7.7
Технические характеристики редукторов
Показатели Типоразмер редуктора
Ц2НШ- 250 Ц2НШ- 315 Ц2НШ- 355 Ц2НШ- 450 Ц2НШ- 500 Ц2НШ- 560 Ц2НШ- 630 Ц2НШ- 710
] 2 3 4 5 6 7 8 9
Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора), кН- м 2,5 6,3 16 25 40 56 80 125
Суммарное межосевое расстояние, мм 410 515 580 730 815 915 1030 1160
Межосевое расстояние (мм) ступени: быстроходной тихоходной
160 200 225 280 315 355 400 450
250 315 355 450 500 560 630 710
Нормальный модуль зубьев (мм) ступени: быстроходной тихоходной
2,5 3.15 3.55 4.5 5 5,6 6.3 7.1
4 4,5 5,6 7.1 8 9 10 11,2
Число зубьев шестерни колеса ступени: быстроходной тихоходной
14 17 14 19 14 17 17 14 17 14 17 14 17 14 17
Продолжение табл. 7.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Число зубьев колеса ступени: быстроходной 101 101 99 99 99 101 v 101 101
тихоходной 95 105 97 96 96 95 Ч, 9> 95
Передаточное число 40,315 39,868 40,350 39,924 39,924 40,315 40,315 40,315
Объем масла в картере (л), не менее 22 22 50 70 80 100 100 100
Габаритные размеры: длина L 835 1010 ИЗО 1475 1610 1775 1970 2220
ширина В 830 1140 1400 1554 1930 1930 2260 2625
высота Н 570 685 760 948 1030 ИЗО 1285 1425
Масса (сухая), кг 355 700 1200 2155 3100 3290 5270 7370
Таблица 7.8
Технические характеристики станков-качалок по ТУ 3665-012-05785537-9-3 (АО «Ижнефтемаш»)
Параметры привода штангового насоса Типоразмер привода и его исполнение 1
ПНШ 60-2.1-25 ПНШ 80-3-40
без дополнительного редуктора (основное и 02) с дополнительным редуктором (01 и 03) без дополнительнго редуктора (основное и 02) с дополнительным редуктором (01 )
без тум- бы под редуктор с тумбой под редуктор без тум- бы под редуктор с тумбой под редуктор без тумбы под редуктор с тумбой под редуктор без тум- бы под редуктор с тумбой под редуктор
Нагрузка на сальниковом штоке, кН 60 80
Длина хода полированного штока, м. 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0
Число качаний балансира в мин, 5.3-8.3 5,3-8,3 1,36-4,84 1,36-4,84 4,3-6,0 (осн) 8.6-12(02) 4,3-6,0 (осн) 8.6-12(02) 5,8-8,1 5,8-8,1
Номинальный крутящий момент на ведомом валу редуктора, кН- м 25 40
Система уравно- вешивания Кривошипная Кривошипная
Номинальная мощность электро- двигателя. кВт 18.5 18.5 7,5 7,5 18.5 (осн) 30 (02) 18.5(осн) 30(02) 22 22
Длина, мм 7250 7100
Ширина, мм 1770 2250
Высота, мм 4460 5450 4460 5450 5385
Масса, кг (не более) 8505 12400
Технические характеристики станков- качалок,
выпускаемых ОАО «Редуктор» по ОСТ 26-16-08-87
г»
Таблица 7.9
Тип станка- качалки Нагруз- ка на сальни- ково.м штоке, кН Длина хода полирован- ного штока, м Крутящий момент на выходном валу редуктора. кН- м Число качаний балан- сира в минуту Система уравно- вешивания Габаритные размеры, • ,• мм V • '!С Масса,
длина шири ид высота
СКР-3-1,2 30 0,6; 0.75; 0.9; 1,05; 20; 0,6-1,5 7,1 1,3-12 4200 1350 3300 3,0
СКДРЗ-1,5 3600 1290 3450 3,1
СКР4-2,1 СКДР4-2.1 40 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2.1 16 1,1-9.5 6230 5920 1600 4475 5,2
СКР5-3 СКДР5-3 50 1,3-3.0 31,5 1,3-8,4 7735 7405 1850 5820 6070 8,2 8,4
CKP6-2J СКДР6-2,5 СКДР6-3 60 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2.1 0,9-2,5 1,3-3 31,5 1,3-8,4 Криво- шипная 6950 6560 6950 1850 5300 5460 5740 7,9 8,1 8,2
СКДР8-3 80 1,2-30 56 1,1-7,4 7200 2250 6350 11,5
СКДРЮ-3,5 100 1,6-3,5 56 1,1-7,4 7580 2250 6600 12,5
СКДР12-3 120 1,25-3,0 56 1,1-7,4 7200 2250 6350 12,1
Таблица 7.10
Технические характеристики станков-качалок, выпускаемых ПО «Уралтрансмаш»
по ТУЗ-8629-651-010
Тип станка-качалки Наиболь- шая допуска- емая нагрузка в точке подвеса штанг, кН Длина хода полированного штока, м Число качаний балан- сира в мин, Макси- мальный крутящий момент на ведомом валу редуктора, кН- м Система уравнове- шивания Мощ- ность двига- теля, кВт Масса комп- лекта.
ПШГНТ4-1,5-1400 40 0,45; 0,6, 0,75; 0.9; 1.1; 1,3; 1,5; 2,0-7,4 14 комбини- рованная 4-7,5 5,5
ПШГН6-3-3500 60 1.2; 1.6: 2,0; 2,5; 3,0 2,0-8,5 35 криво- шипная 15-18,5 13,0
ПШГНТ6-3-3500 60 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0 2,0-8,5 35 криво- шипная 22-30 13.8
ПШГН8-3-5500 80 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3.0 2,0-8,5 55 криво- шипная 22-30 13,0
ПШГНТ8-3-5500 80 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0 2,0-8,5 55 криво- шипная 22-30 13,8
ПШГН10-3-5500 100 1,2; 1.6; 2,0; 2,5: 3.0 2,0-8.5 55 криво- шипная 30 14,5
ПШГНТ12-3-5500 120 1,2; 1.6; 2,0; 2.5; 3.0 2.0-8.5 56 комбини- рованная 30-37 18.5
Технические характеристики станка-качалки
конструкции АзИНМАШ
Таблица 7.11
Тип станка- качалки Наи- большая допус- каемая нагрузка в точке подвеса штанг, кН Длина хода полиро- ванного штока, м Число кача- ний балан- сира в мин. Мак. крутя- щий мо- мент, кН- м Диа- метр ведущих сменных шкивов, мм Вес одного проти- вовеса, кг Редуктор Габаритные 'размеры, мм Мас- са, т
дли- на ши- ри на высо- та
ПФ8- 3,5-4000 80 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5 5-15 40 200,224, 250, 280, 315 650 Ц2НШ-730А И Ц2НШ-750А 5500 2250 12350 12,35
Технические характеристики станков-качалок
конструкции СПКТБ «Нефтегазмаш», г. Уфа
Таблица 7.12
Тил станка- качалки Наи- боль- шая допус- тимая нагруз- ка в точке подве- са штанг, кН Длина хода полиро- ванного штока, м Число кача- ний ба- лан- сира в мин. Мак. крутящ ий момент КН м Система уравно- вешива- ния Мощ- ность электро- двига- теля, кВт Число оборо- тов в мин. Габаритные размеры, мм (при горизонтальном положении балансира) Мас- са,
дли- на шири на высо- та
УШН90-3,5- 40 (с одной клино- ременной передачей) 90 0,6; 0,8; 1,2; 1,65; 2,1; 2,5; 2,9; 3,5 4-12 40 криво- шипная 30 750; 1000; 1500 6100 4000 7630 13,0
УШН90-3,5- 40 (с двумя клино- ременными передачами привода и промежуточ- ной опорой) 90 0,6; 0,8; 1,2; 1,65; 2,1; 2,5; 2,9; 3,5 2,46- 3,86 40 криво- шипная 22 750 7200 4000 7630 14,0
Редукторы разных СК аналогичны по конструкции. Редукто-
ры располагаются как на плоскости рамы станков-качалок, так
и на подставке.
Конструкции станков-качалок по данному стандарту прцн.
ципиалъио не отличаются от предыдущих типов. Станки-качал-
ки СК5-3-2500 и СК6-2,1 -2500 отличаются друг от друга длиной
переднего плеча балансира; СК8-3,5-4000 и СК8-3,5-5600 раз-
личаются типоразмером редуктора и мощностью электродвига-
теля.
Основным изготовителем всех станков-качалок, выпускав-
шихся в соответствии с ГОСТ 5866, был завод «Бакинский ра-
бочий». В последние годы оборудование, соответствующее го-
сударственному стандарту 1976 г. стали выпускать другие заво-
ды: Нефтепроммаш (г. Ахтырка, Сумская обл.): СКЗ-1,5-710-
СК9-3,5-5500; СК12-3.0-5500; СК15-5-9-500 и Тяжмашимпекс
(г. Киев): СКЗ-1.5-710; СК12-3.0-5500.
Станки-качалки по ОСТ 26-16-08-87
Указанным отраслевым стандартом впервые в нашей стране
(тогда СССР) был предусмотрен выпуск станков-качалок дезак-
сиального типа 6 размеров (рис. 7.12, 7.13).
Стандартом предусмотрено два вида исполнения — с уста-
новкой редуктора на раме или на тумбе. Таким образом, образу-
ется 12 моделей приводов (табл. 7.5).
Принципиальное отличие дезаксиальных станков-качалок от
ранее применявшихся у нас исключительно аксиальных в том,
что дезаксиальные станки-качалки обеспечивают разное время
хода штанг вверх и вниз, тогда как аксиальные — одинаковое.
Поскольку разница в кинематике конструктивно обеспечивает-
ся элементарными средствами, т.е. тем или иным расположени-
ем редуктора относительно балансира и не требует специальных
изменений конструкции, то станки-качалки по рассматривае-
мому отраслевому стандарту не отличаются от аналогичных по
Госстандарту.
Условное обозначение рассмотрим на примере СКДТЗ-1,5-710:
СК — станок-качалка;
Д — дезаксиальный;
Т — редуктор установлен на тумбе;
130
Рис. 7.12. Схема станка-качалки типа СКД с редуктором на раме
и кривошипным уравновешиванием
3 — номинальная нагрузка на устьевой шток 3 т;
1,5 — максимальная длина ход устьевого штока 1,5 м;
710 — номинальный крутящий момент на ведомом валу ре-
дуктора 710 кгс-м.
В станках-качалках применяются следующие марки редук-
торов:
СКДЗ-1,5-710 Ц2НШ-315 (/ = 39,868)
СКД4-2,1-1400 Ц2НШ-355 (/ = 40,35)
СКДб-2,5-2800 Ц2НШ-450 (/ = 39,924)
СКД8-3-4000 Ц2НШ-750 Б(/ = 37,18)
СКД 10-3,5-5600 Ц2НШ-560 (/ = 40,315)
СКД12-3-5600 Ц2НШ-560 (/ = 40,315) см. рис. 7.19.
Станки-качалки по ОСТ 26-16-08-87 оказались последними,
кийТаВПЯВШИМИСЯ т1)адиционно многие годы заводом «Бакинс-
и рабочий» с редукторами Кишлинского машиностроитель-
ного завода (г. Баку). >
131
Рис. 7.13. Схема станка-качалки типа СКДТ с редуктором на тумбе,
с кривошипным уравновешиванием
Тихоходные станки-качалки
С ростом числа малодебитных скважин (с дебитом не более
5 м3/сут) все острее вставала проблема их оптимальной эксплу-
атации. Использование периодической эксплуатации связано с
целым рядом существенных неблагоприятных факторов, в числе
которых: неравномерная выработка пласта, неэффективное ис-
пользование наземного и подземного оборудования, недостаточ-
ный межремонтный период по сравнению с непрерывно функ-
ционирующими скважинами, затруднения, возникающие в зим-
нее время и др.
Была разработана конструкция тихоходного станка-качалки
с увеличенным передаточным числом за счет введения в транс-
миссию дополнительной ременной передачи, что позволяло сни-
132
частоту качаний балансира до 0,8—1,7 в минуту. Для это-
* мехду электродвигателем и редуктором монтируется проме-
уточный вал с соответственно малым и большим по диамет-
шкивами, установленными консольно. Компоновка про-
межуточного вала может быть вертикальной и горизонтальной
(рис 7.14). В последнем случае раму станка-качалки прихо-
дится немного наращивать на величину межосевого расстоя-
ния дополнительной ременной передачи. Такой вариант при-
меняется на станке-качалке 7СК8-3,5-4000Ш.
Конструктивное решение с дополнительной передачей отли-
чается простотой, позволяет применять его к любому станку-
качалке и допускает изготовление необходимых деталей силами
добывающих предприятий. Однако рассматриваемый конструк-
тивный вариант можно было считать удачным только относи-
тельно, для условий отсутствия серийных тихоходных приводов.
Другим решением стало применение в приводе мотор-редук-
тора с передаточным числом / = 2,3. Если станок-качалка типа
7СК8-3,5-4000Ш имеет число качаний п = 3,8—12, то с мотор-
редуктором — до 2,5. При этом для работы вместо двигателя
мощностью в 30 кВт используется двигатель мощности 18,5 кВт.
Конструкция мотор-редуктора представлена на рис. 7.15.
На удлиненном валу электродвигателя установлена шестер-
ня, работающая в паре с зубчатым колесом. Пара зубчатых ко-
лес сменная, позволяет изменять передаточное число мотор-ре-
дуктора. Выходной конец ведомого вала имеет стандартные при-
соединительные размеры для посадки сменных шкивов клино-
ременной передачи.
Тихоходные станки-качалки с трехступенчатым редуктором
(рис. 7.16) разработаны АзИНМАШем. Компоновка трансмис-
сии такого станка-качалки отличается отсутствием ременной
передачи, что компенсируется применением трехступенчатого
редуктора с передаточным числом i = 165. Редуктор непосред-
ственно, с помощью муфты, соединяется с электродвигателем.
При этом приходится применять угловую передачу, поэтому ре-
дуктор имеет коническо-цилиндрическую конструкцию с быст-
роходной конической ступенью [11].
Отсутствие ременной передачи не позволяет регулировать
частоту хода балансира, поэтому в описываемом варианте пре-
дусматривается применение регулируемого многоскоростного
133
Рис. 7.14. Схема тихоходного станка-качалки
с дополнительной ременной передачей
Рис. 7.15. Мотор-редуктор
134
Рис. 7.16. Схема станка-качалки
с трехступенчатым коническо-цилиндрическим редуктором
асинхронного электродвигателя, который за счет изменения схе-
мы подключения может обеспечить частоту вращения вала 495,
745, 990 и 1485 об/мин. Соответственно получают 3; 4,5; 6 и 9
качаний балансира в минуту, причем резко сокращается время
перевода СШНУ на другой режим работы по сравнению со сме-
ной шкивов.
Отсутствие ременной передачи, которая в обычном механиз-
мах предохраняет оборудование от поломок при перегрузках
потребовала в данном случае другого конструктивного решения.
Муфта, соединяющая двигатель с редуктором, снабжена срез-
ным штифтом, заключенным в резиновую оболочку, которая
135
смягчает пусковой момент. При заклинивании плунжера сква-
жинного насоса или поломках в кинематической цепи штифт
срезается, предохраняя электродвигатель от перегрузки.
Нестандартная компоновка привода потребовала и измене-
ний в тормозной системе. Для этого одна из половин муфты —
на валу редуктора — служит одновременно тормозным шкивом
двухколодочного тормрза, а в систему управления тормозом вклю-
ченЬ промФжуточйая угловая зубчатая закрытая передача.
Йдряду с описанным вариантом с 1991 г. применяется тихо-
ходный станок-качалка типа СКДТ4-1,5-710А, предназначенный
для эксплуатации низкопродуктивных пластов при малых и сред-
них глубинах (см. рис. 7.17).
Станок-качалка имеет комбинированную систему уравнове-
шивания; в нем имеется клиноременная передача и обычный
редуктор типа Ц2НШ-315. Станок-качалка обеспечивает от 2,8
до 5 ходов балансира в минуту. Целый ряд конструктивных
Рис. 7.17. Станок-качалка СКДТ4-1,5-710А
с комбинированным уравновешиванием
136
узлов СКД4-1,5-710А (опора балансира, траверса, шатуны и ре-
дуктор) взаимозаменяемы с узлами СКДЗ-1,5-710, а подвеска
устьевого штока заимствована у СКД6-2,5-2800.
Приводы завода «Вакуммаш». Технические характеристики
приводов соответствует ОСТ 26-16-08-87. В частности, парамет-
ры и конструкция привода ПСН-3 в основном соответствуют
станку-качалке СКДЗ-1,5-710 с некоторыми отклонениями (число
ходов балансира в минуту 4,2—8,0 вместо 5—15 в СКДЗ). В при-
воде применен редуктор Р-315, 2-ступенчатый, с передаточным
числом / = 39,868, с шевронной передачей и зацеплением Нови-
кова, соответствующий редуктору Ц2Н1П-315.
Приводы АО «Ижнефтемаш». Выпускаются по техническим
условиям ТУ 3665-012-05785537-93 в нескольких вариантах ис-
полнения (см. табл. 7.8) [11].
У привода ПНШ80-3-40 все технические характеристики со-
ответствуют станку-качалке СКД8-3-4000 по ОСТ 26-16-08-87.
Приводы имеют кривошипное уравновешивание.
Условное обозначение на примере ПНШбО-2,1-25 означает
следующее:
ПНШ — привод насосов штанговых;
60 — нагрузка на устьевом (сальниковом) штоке не более 60 кН;
2,1 — наибольшая длина устьевого (сальникового) штока 2,1 м;
25 — номинальный крутящий момент на ведомом валу редук-
тора 25 кНм.
Каждый привод в соответствии с техническими условиями
может быть выполнен в двух вариантах по кинематической
схеме (без дополнительного редуктора или с таким редукто-
ром для уменьшения частоты ходов) и в двух вариантах по
установке основного редуктора (непосредственно на раме стан-
ка-качалки или на тумбе). В зависимости от сочетания ука-
занных вариантов получаются различные виды исполнения
приводов:
а) основное соответствует приведенному шифру и предусмат-
ривает установку редуктора непосредственно на плоскости рамы,
когда для монтажа привода требуется высокий фундамент;
6) исполнение 01 (например, ПНШ 60-2,1-25-01), когда в
кинематической схеме трансмиссии предусмотрен промежуточ-
ный редуктор и электродвигатель пониженной мощности; ком-
поновка привода как в основном варианте;
)37
I
в) исполнение 02 (например, ПНШ 60-2,1-25-02) соответствует
установке редуктора с двигателем на подставке-тумбе, когда ддя
монтажа привода требуется низкий фундамент высотой не более
200 мм; разновидностью исполнения 02 является 02.01, при ко-
тором электродвигатель устанавливается не на уровне редукто-
ра, а на низком подрамнике (с целью удобства обслуживания);
г) исполнение 03 (например, ПНШ 60-2,1-25-03) предусмат-
ривает применение дополнительного редуктора, но при компо-
новке, как в исполнении 02.
** На рис. ^18>йоказан одни из приводов в двух исполнениях:
в обычном тумбовом варианте и с промежуточным редуктором.
Завод-изготовитель отмечает следующие конструктивные осо-
бенности своих приводов:
— Т-образную раму, которая создает дополнительную попе-
речную устойчивость привода, позволяет разгрузить переднюю,
наиболее нагруженную часть фундамента и уменьшить величи-
ну его проседания в процессе работы;
— несъемные отжимные болты рамы, с помощью которых
осуществляется нивелирование привода при монтаже и эксплу-
атации;
— трехопорную стойку, менее чувствительную к перекосу рамы
и легко поддающуюся корректировки положения;
— фиксацию головки балансира и в рабочем и в нерабочем
положении;
— защищенный от внешних воздействий (осадков, пыли) опор-
ный подшипник головки балансира;
— кривошипные противовесы со встроенными механизмами
их перемещения (рис. 7.19); механизм размещается в стандарт-
ном гнезде противовеса и центрируется по продольному пазу
кривошипа; перемещение противовеса осуществляется враще-
нием отдельной рукоятки;
— дополнительный настил над редуктором для обеспечения
доступа к опоре траверсы (в приводе ПНШ 80-3-40).
В приводах применяются редукторы:
ПНШ 60-2,1 -25 РП- 450-28 (1= 39,932) ПНШ 80-3-40 РП- 450
(/ = 37,18) Редуктор РП-450-28 является аналогом редуктора
Ц2НШ-450, а редуктор РП-450 — аналогом редуктора Ц2НШ-750Б.
Существенной особенностью редукторов является раздельная
система смазки зубчатых зацеплений и подшипниковых опор-
138
ПНШ 60-2,1-25-01
Рис. 7.18. Привод ПНШ 60-2,1-25 в исполнениях 02 и 03
Рис. 7.19. Устройство для перемещения противовесов:
1 — механизм перемещения; 2 — гайка круглая;
’ . 3 — рукоятка; 4— вороток
139
С этой целью полости подшипниковых опор отделены от внут-
реннего объема картера, что предотвращает попадание в рабо-
чую зону подшипников продуктов износа зубчатых колес, нека-
чественного масла и др. Смазка зубчатых колес обеспечивается
жидким маслом путем окунания и разбрызгивания, а смазка
подшипниковых узлов — консистентной смазкой, периодичес-
ки пополняемой при техобслуживании.
Дополнительный;редуктор типа 11Д2У-125 двухступенчатый с
передаточным' числом 7,75, с эвольвентным зубчатым зацепле-
нием, массой не^более 31,5 кг.
Станки-качалки типа СКР выпускаются заводом ОАО «Ре-
дуктор». Обозначение станка-качалки СКР4-2,1-16 (рис. 7.20):
СКР — станок-качалка акционерного общества «Редуктор»;
4 — максимальная нагрузка на устьевой шток 4 т;
2,1 — наибольшая длина хода устьевого штока 2,1 м;
16 — максимальный момент на выходном валу редуктора
1,6 кН-м (1600 кгсм).
Основные размеры и кинематика станков-качалок СКР соответ-
ствуют размерам и кинематике наиболее распространенных в отече-
ственной практике станков-качалок типа СК по ГОСТ 5866-76,
а типа СКДР соответствуют СКД по ОСТ 26-16-08-87; узлы их
кривошипно-шатунных механизмов взаимозаменяемы с узлами
станков-качалок СК и СКД азербайджанского производства. Так,
СКР6-2,1-2800 соответствует станку-качалке СК6-2,1-2500. Од-
нако новые станки-качалки имеют свои особенности, среди ко-
торых автоматическое натяжение клиновых ремней, быстродей-
ствующий дисковый тормоз с рычажно-винтовым управлением
и храповым фиксатором, складная трехопорная стойка и др.
Как уже отмечалось, станки-качалки СКР оснащены быстро-
действующим дисковым тормозом (см. рис. 7.21). Тормозной диск
4 надевается скользящей посадкой на шлицевую втулку б, зак-
репленную на конце входного вала редуктора 5. Зажим диска
тормозными колодками 3 осуществляется с помощью винтового
механизма, состоящего из нажимного винта 2 с рычагом 7, ко-
торый с помощью тяги связан с рукояткой 10 ручного привода.
Тяга состоит из двух полутяг 7 и Д соединенных гайкой и кон-
тргайкой 8, позволяющих регулировать степень затяжки тормо-
за. Фиксация рукоятки 10 ъ рабочем положении обеспечивается
зубчатым фиксатором Л.
ио
Рис. 7.20. Станок-качалка типа СКР:
7 — фундамент; 2 — рама; 3 — подвеска устьевого штока; 4 — огражде-
ние кривошипно-шатунного механизма; 5— нижняя головка шатуна;
б—кривошип; 7—противовес;»?—стойка; 9—лестница; 10—площад-
ка верхняя (кроме СКДРЗ); 11 — опора балансира; 12 — балансир с
головкой; 13— траверса с опорой; /“/—шатун; /5—площадка редуктор-
ная (для СКДР8. 10, 12); 16 — редуктор; 17 — площадка нижняя; 18 —
кожух ременной передачи; 19 — станция управления; 20— рукоятка тор-
моза с фиксатором; 21 — тяга тормоза; 22 — электродвигатель; 23 —
кронштейн; 24 — шкив ведущий: 25 — ремень клиновой; 26— шкив
ведомый
Основные характеристики приводов, выпускаемых ПО «Урал-
трансмаш» по техническим условиям ТУЗ-8629-651-010, пред-
ставлены в таблице 7.10.
141
Б-Б
Рис. 7.21. Дисковый тормоз станков-качалок типа СКР
Условное обозначение приводов рассмотрим на примере
ПШГНТ4-1,5-1400:
ПШГН — привод штанговых глубинных насосов;
Т — редуктор установлен на тумбе;
4 — максимальная нагрузка на устьевом штоке 4 тонны;
1,5 — наибольшая длина хода устьевого штока 1,5 м
1400 — наибольший допустимый крутящий момент на ведо-
мом валу редуктора, кгс-м.
Типовая конструкция обычного станка-качалки типа ПШГН
показана на рис. 7.22.
142
Рис. 7.22. Привод типа ПШГН
Приводы имеют целый ряд отличительных особенностей.
В основу конструкции преобразующего механизма заложены со-
отношения, соответствующие рекомендациям Американского
нефтяного института (API).
В кривошипах предусмотрен механизм плавного перемещения
противовесов. Головка балансира крепится к телу балансира че-
тырьмя вертикальными осями. Для поворота головки необходимо
вынуть две оси с одной стороны, противоположной повороту, и с
помощью стяжки повернуть головку. Такое соединение отлича-
йся надежностью и удобством проведения указанной операции.
143
Для поворота головки балансира предусмотрен червячный
редуктор с ручным управлением (рис. 7.23).
Рис. 7.23. Механизм поворота головки балансира:
7 — головка балансира; 2 — упорный подшипник; 3 — ось головки
балансира; 4 — пробка; 5 — винт для стопорения головки балансира;
6 — гайка; 7 — тело балансира; 8 — редуктор
144
В приводах применен двухколодочный тормоз с поворотным
рычагом 10 управления (рис. 7.24). Для фиксирования механиз-
ма в нужном положении стопор 3 вводится в зацепление с пазом
тормозного шкива 12. Рычаг управления с помощью кнопки И
Рис. 7.24. Тормоз с поворотным рычагом управления:
I — корпус редуктора; 2, 4 — колодки тормозные; 3 — стопор; 5 — болт
Упорный; б—рычаг плавающий; 7—тяга; муфта стяжная; 9 — сектор
У чатый; Ю— рычаг управления; II — кнопка; 12— шкив тормозной;
13 — вал ведущий; 14 — шпонка
io ж
145
фиксируется в зубчатом секторе 9. Регулировка зазора между
тормозными колодками и шкивом обеспечивается изменением
длины тяги 7 при помоши муфты 8 и изменением положения
упорного винта 5.
В приводах используются цилиндрические трехступенчатые
редукторы, имеющие прямозубые колеса на быстроходной сту-
пени и шевронные — на тихоходных ступенях. Передаточные
числа реруктороЕш^
t 4^рТШГН4 I = 57,75
ПШГН6 i = 51,45
ПШГН8 i = 51,45
ПШГН 10 i = 51,45
ПШГН 12 i= 54,25
Валы монтируются на роликовых сферических двухрядных
подшипниках. Смазка подшипников комбинированная — раз-
брызгиванием и принудительная с подводом масла по направля-
ющим лоткам, в которые масло забирается из картера черпака-
ми, закрепленными на ободе зубчатых колес. Дополнительно под-
шипники смазываются пластичной смазкой через резьбовые от-
верстия в крышках подшипниковых узлов, закрытых пробками.
Присоединительные размеры корпусов редукторов соответ-
ствуют серийным редуктором Ц2НШ-560 и Ц2НШ-750Б.
Модифицированные варианты приводов имеют ряд отличий
от базовых.
В приводах ПШГНТ4-1.5-1400, ПШГНТ6-3-3500, ПШГНТ8-3-
5500, кроме установки редуктора на тумбе, стойка трехопорная,
крепится двумя ногами с помощью болтов к раме, а третьей
ногой к тумбе.
В приводе ПШГНТ4-1,5-1400 (рис. 7.25) применен редуктор,
в котором оси всех четырех валов расположены в одной наклон-
ной плоскости, служащей одновременно плоскостью разъема.
Конструкция основных узлов и деталей привода ПШГНТ10-
3-5500 аналогична приводу ПШГНТ8-3-5500, показанному на
рис. 7.26.
На нефтяных промыслах РФ довольно широко применяются
румынские станки-качалки завода «Вулкан» UP9T-2500-3500 и
UP12T-3000-5500, технические характеристики которых приве-
дена в таблице 7.4.
146
Рис. 7.25. Привод типа ПШГНТ 4-1,5-1400
Условное обозначение станков-качалок включает максималь-
ную нагрузку на головку балансира (7,9 и 12 т), наибольшую дли-
ну хода устьевого штока (2000, 2500 и 3000 мм) и допускаемый
крутящий момент на ведомом валу редуктора (3500 и 5500 кгс-м).
Конструкция румынских станков-качалок (рис. 7.27) соот-
ветствует стандартным конструкциям, выпускавшимся в нашей
стране [11].
В последние годы параметры румынских станков-качалок
приведены в соответствие с рекомендациями Американского
нефтяного института (API). Новые приводы оборудуются двух-
и трехступенчатыми редукторами с шевронными зубчатыми ко-
лесами. Ведомый вал посажен на усиленные бронзовые подшип-
ники скольжения, а ведущий и промежуточные валы — на под-
шипники качения. Смазка подшипников осуществляется раз-
брызгиванием с доставкой масла к каждому подшипнику по
желобкам.
147
Рис. 7.26. Привод ПШГНТ 8-3-5500 и ПШГНТ 6-3-3500
Американские станки-качалки с двуплечим балансиром. Ти-
повая конструкция станка-качалки с двуплечим балансиром аме-
риканской фирмы «Lufkin» показана на рис. 7.28.
В США принята англо-американская система единиц и обо-
значения штанговых скважинных приводов в соответствии с тре-
бованиями API расшифровываются следующим образом:
С — общепринятый (стандартный) тип станка-качалки с дву-
плечим балансиром;
320, 456 — максимальный крутящий момент редуктора в ты-
сячах футов на дюйм;
D — двухступенчатый редуктор;
173, 213 — максимальная нагрузка на верхней штанге в сот-
нях фунтов;
120 — длина хода в дюймах.
148
В станках-качалках применены двухступенчатые редукто-
ры с передаточными числами: 30, 12 — для С-320 и 29,04 —
для С-456.
Стандартным для станков-качалок фирмы «Lufkin» стали шев-
ронные со спиральными зубьями зубчатые колеса, которые от-
личаются меньшей чувствительностью к неточностям сборки и
значительно лучше работают в реверсивных передачах. Кроме
двуплечих станков-качалок фирма «Lufkin» выпускает однопле-
чие приводы типа Mark II.
Конструкция станка-качалки представлена на рис. 7.29.
Фирма подчеркивает следующие преимущества приводов
Mark II:
1) увеличенное время хода вверх, т.к. станок-качалка имеет
дезаксиальный механизм; величина дсзаксиала составляет 15°;
2) пониженное ускорение в начале хода вверх, что позволяет
снизить величину перегрузки в этот наиболее напряженный пе-
риод цикла на привод и на штанги;
149
Рис. 7.28. Станок-качалка с двуплечим балансиром фирмы «Lufkin*
3) увеличенная допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг,
т.к. траверса расположена перед редуктором, близко от головки
балансира, что позволяет увеличить «тягу» рычажной системы;
4) возрастание допускаемой нагрузки при ходе вверх и сниже-
ние при ходе вниз выравнивает распределение нагрузки за цикл;
5) геометрия механизма позволяет повысить крутящий мо-
мент по сравнению с обычными станками-качалками; это дела-
ется за счет особой конструкции кривошипа и его расположе-
ния, позволяющего изменить приложение момента по отноше-
нию к моменту, создаваемому весом колонны штанг; в случае
сохранения параметров неизменными можно снизить момент
на редукторе до 35% и, соответственно, уменьшить потери мощ-
ности и требуемую мощность двигателя.
150
4
5 6
Рис. 7.29. Конструкция станок-качалка с одноплечным балансиром:
/ — ограждение; 2 — шатун; 3 — подвеска устьевого штока; 4 — стяжка;
5 — балансир с опорой; 6 — траверса; 7 — винт установочный; 8 —
стойка; 9— противовес; 10 — кривошип; 11 — электродвигатель; 12 —
шкив ведущий; 13 — плитка поворотная; 14 — рычаг тормоза; 15 —
рама; 16 — ремень; 17— шкив ведомый; 18 — редуктор
Модель М-1140-143-86, в которой литера М обозначает
Mark II. Остальные обозначения аналогичны приведенным ра-
нее. Данная модель имеет следующие характеристики:
Нагрузка на головку балансира: 14300 фунтов — 6,5 т
Длина хода: 63; 75; 96 дюймов — 1,6; 1,9; 2,2 м
Номинальный момент редуктора: 114000фунтов на дюйм— 13,1 кН-м
151
Рис. 7.30. Привод одноплечий ПШГНО 6-2,5
Редуктор двухступенчатый с передаточным число 29,4, с го-
ризонтальной плоскостью разъема, с шевронными зубчатыми
колесами. Особенностью редуктора является применение в ка-
чества опор кривошипного вала бронзовых подшипников сколь-
жения; опоры двух других валов — цилиндрические роликопод-
шипники.
Впервые в нашей стране также начат серийный выпуск при-
водов с одноплечим балансиром, если не считать эксперимен-
тов многолетней давности по выпуску такого станка-качалки с
пневматическим уравновешиванием. Одноплечий станок-качалка
«Уралтрансмаша» типа ПШГНО6-2,5 (рис. 7.30).
Целый ряд узлов привода (траверса, шатуны, подвеска устье-
вого штока и др.) конструктивно аналогичны принятому за ба-
зовый приводу ПШГН8-3-5500 и не имеют существенных отли-
152
Рис. 7.31. Привод кривошипно-шкивной передвижной ПКШП-80
чий. Редуктор заимствован от ПШГНТ4-1,5-1400, но в него вне-
сены некоторые конструктивные изменения, в частности, уси-
лен ведомый вал.
Аналогичное оборудование выпускает завод «Редуктор» —
это станки-качалки типов СКМР6-2,5 и СКМР12-3,5. Основ-
ные кинематические размеры приводов соответствуют станку-
качалке М-Н40-143-86 фирмы «Lufkin», а параметры и конст-
рукция адаптированы к российским условиям и практике экс-
плуатации.
Станки-качалки оснащены надежными редукторами ЦЗНК-
450М и ЦЗНК-500М с усиленным выходным валом на подшипни-
ках качения, позволяющим реверсирование. Привод СКМРб-2,5
оснащен быстродействующим дисковым тормозом, шарнирно
складывающейся верхней частью (стойка, балансир, траверса,
шатуны), ручным приспособлением для перестановки длины хода
без применения грузоподъемных средств.
Станки-качалки с одноплечим балансиром выпускаются так-
румынским заводом «Вулкан».
153
Технические характеристики
Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН. 80
Длина хода устьевого штока, м............... 1,5—3,0
Номинальный крутящий момент
(на тихоходном валу редуктора), кН-м.............40
Число ходов устьевого штока в мин...........2,7—8,4
Габаритные размеры
в транспортноМ'лоложении, мм......... 7850x2500x4000
Масса пёрёвозимого груза, кг..................11000
Фирма «Lufkin» выпускает передвижной станок-качалку
«РОУДРАНЕР» который перемещается к скважинам на прице-
пе Рис. 7.32. Однако, в отличие от ПКШП-80 (см. рис. 7.31),
Рис. 7.32. Передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР»
154
рОУДРАНЕР» выполнен по двуплечей баланирной схеме. Для
«меньшения вертикального габарита установки при проведе-
ние транспортных операций стойка балансира выполнена сбор-
но-шарнирной. Опорами установки при работе на скважине
служат опорные плиты, с аутотригерами.
Технические характеристики
CM-456D-305-120
Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН ......138
Длина хода устьевого штока, м................ 1,5—3,05
Номинальный крутящий момент
(на тихоходном валу редуктора), кНм..............52,52
Габаритные размеры в транспортном
положении, мм.......................... 9750x2286x4120
А = 4120, В = 457, С = 2286, D = 2743, Е = 9750
7.2.1.2. Станки-качалки с фигурным балансиром
Станки-качалки с фигурным балансиром ПФ8-3,5-4000 кон-
струкции АзИНМАШ и УШН90-3,5-40 конструкции СПКТБ
«Нефтегазмаш», г.Уфа [11, 12]. На рис. 7.33 приведен общий вид
станка-качалки ПФ8-3,5-4000 с фигурным балансиром, основ-
ные параметры которых соответствуют параметрам станков-ка-
чалок СК8-3,5-4000 см. табл. 7.2.
Характеристики станка-качалки ПФ8-3,5-4000 представлена
в табл. 7.11.
Станки-качалки с фигурным балансиром по сравнению с
обычными станками-качалками имеют следующие преимуще-
ства: за счет исключения узлов балансира с головкой и тра-
версной опоры металлоемкость станка уменьшена на 0,7 т;
значительно снижена трудоемкость изготовления, улучшились
условия эксплуатации и обслуживания; сложная конструкция
узла балансира заменена на простую сварную конструкцию
фигурного балансира, обеспечивающую освобождение устья
скважины при ремонтных работах на скважине весьма про-
стым и безопасным приемом; использована простоя сварная
конструкция траверсы без подшипников качения; сравнительно
155
Рис. 7.33. Общий вид станка-качалки ПФ8-3,5-4000
/ — рама; 2 — подвеска устьевого штока; 3 — стойка; 4 — фигурный
балансир с опорами; 5 — траверса с шатунами; 6 — редуктор: 7— кри-
вошип; 8 — противовесы; 9 — тормоз; 10 — электродвигатель; 11 —
клиноременная передача; 12—канат; 13— спаренный траверсный ка-
нат; 14 — разъемное ограждение кривошипно-шатунного механизма
меньшее число сложных узлов обуславливает меньшее число
очагов отказа; исключено влияние эффекта «ножницы» кри-
вошипов; отсутствуют вибраций; длина фундамента уменьше-
на на 2 м.
Установка УШН90-3,5-40 имеет ряд конструктивных особен-
ностей, исключающих недостатки существующих приводов:
1. Применен гибкий шатун переменной длины (шатун, тра-
верса, канаты с зажимами);
2. Применена новая конструкция универсального балансира
с эксцентриситетом на заднем плече;
156
3 Предусмотрен отвод балансира, двумя способами: в край-
нее верхнее положение подъемной установкой и механизиро-
ванный отвод в любую сторону на 90° ручным приводам, состо-
ящим из зубчатой цилиндрической пары;
4. Для перемещения противовесов используется зубчатое за-
цепление (шестерня-рейка) с ручным приводом;
5. Применена новая конструкция уплотнений ведущего и ве-
домого валов редуктора с разнесенными манжетами резиновы-
ми армированными, между которыми в пространстве набивает-
ся пресс-солидол;
6. Применение шатуна переменной длины с канатной под-
веской траверсы к задней головке балансира позволило отка-
заться от использования подшипниковых узлов (опора подвески
траверсы и крепление верхних головок шатунов к траверсе);
7. Для получения числа качаний балансира от 2,46 до 3,86 в
минуту предусмотрено исполнение установки с применением двух
клиноременных передач привода с промежуточной опорой;
8. Для регулировки длины хода устьевого штока от 0,6 до
3,5 метров на кривошипе выполнены 8 отверстий для крепления
нижней головки шатуна;
9. Применено быстродействующее тормозное устройство с
фиксатором;
10. Применена новая конструкция редуктора о зацеплением
Новикова: первая ступень с разнесенными шевронными колеса-
ми, а вторая ступень — косозубая, обеспечивает повышение сред-
него ресурса до капитального ремонта с 53000 ч до 70000 ч;
11. Предусмотрен монтаж установки на железобетонных пли-
тах, металлических эстакадах и свайном основании;
12. Предусмотрены две площадки с лестницами-стремянка-
ми для обслуживания балансира с опорой; площадка для обслу-
живания электродвигателя, клиноременных передач, промежу-
точной опоры, станции управления и тормозного устройства;
площадка надредукторная для обслуживания траверсы.
В таблице 1.11 представлены технические характеристики ус-
тановки.
На рис. 7.34 представлен общий вид установки УШН90-
3,5-40.
157
Рис. 7.34. Установка УШН90-3,5-40:
1 — редуктор; 2 — площадка надредукторная; 3 — тормозное устрой-
ство; 4 — привод; 5 — станция управления; 6 — рама; 7 — ограждение
кривошипно-шатунного механизма; 8 — кривошипно-шатунный ме-
ханизм; 9— механизм перемещения противовеса; 10 — подвеска усть-
евого штока; 11 — стойка; 12— балансир универсальный; 13 — меха-
низм отвода головка балансира; 14 — канат; 75 — шатун
158
7^2.1.3. Безбалансирные станки-качалки
Приводная часть безбалансирного станка-качалки (см. рис. 7.35)
включая редуктор та же, что и у балансирного станка-качалки.
Конструкция кривошипа у безбалансирного станка-качалки не-
сколько иная — И-образной формы, с углом 30°. Последнее улуч-
шает уравновешивание станка, снижает вес контргрузов. Грузы
размешаются на кривошипе конструктивно так же, как и на кри-
вошипе балансирного станка-качалки. Над устьем скважины, на
наклонной стойке, расположен ролик, через который проходит
гибкая подвеска, подсоединенная к траверсе, которая, в свою
очередь, соединена с шатунами. Нижняя головка шатуна соеди-
нена с кривошипом. Место подсоединения можно изменить для
регулировки длины хода точки подвеса штанг так же, как и у
балансирного станка-качалки.
Безбалансирные станки-качалки выпущены с нагрузкой на
головку балансира в 30 и 60 кН. Длина хода от 0,45 до 5 м. Кру-
тящие моменты на выходном валу редуктора достигают 80 кНм.
В шифре станков-качалок (например, СБМЗ-1,8-700) приня-
ты следующие обозначения: СБМ — станок безбалансирный ме-
ханического действия; 3 — нагрузка в точке подвеса штанг, тс;
1,8 — длина хода, м; 700 — крутящий момент, кгс-м.
Безбалансирные станки-качалки имеют меньшие металлоем-
кость и габариты по сравнению с балансирными. У них несколько
лучшая характеристика движения точки подвеса штанг, при ко-
торой отклонения от гармонического колебания меньше, а сле-
довательно, меньше ускорение точки подвеса штанг и инерци-
онные нагрузки в установке. Однако недостаточная надежность
гибкой связи сдерживает внедрение этих установок.
В безбалансирном станке-качалке (рис. 7.35) шатун и балан-
сир заменяются гибкой связью (13]. Испытывалась гибкая связь
различных конструкций — цепи, гибкая металлическая лента,
несколько клиновых ремней, стальной канат. Однако практи-
чески все они оказались недолговечные, в связи, с чем требова-
лись частые инерционные операции по замене этих элементов.
В связи с этим безбалансирные станки-качалки в последнее вре-
мя используются для пробной, кратковременной эксплуатации
скважин. Уменьшенная масса безбалансирных станков-качалок
159
Рис. 7.35. Схема безбалянсириого станкя-качалки
1 — рама; 2 — стойка; 3 — сальниковый шток; 4 — канатный шкив;
5 — траверса и шатуны; 6 — кривошипы; 7 — редуктор; 8 — тормоз;
9— электродвигатель; 10 — клиноременная передача
позволяет сделать это оборудование мобильным. Примером та
ких конструкций является привод передвижной типа ПКП1П-81
(см. рис. 7.31).
7.2.2. РЕДУКТОРЫ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИВОДОВ СКВАЖИННЫХ
ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Общие технические характеристики редукторов приведены 1
табл. 7.7.
Редуктор основной механизм станка-качалки обеспечива
понижение (скорости) частоты вращения двигателя до необх
димой на ведомом валу. Основной показатель редуктора крув
щий момент на выходном валу и передаточное число.
Общие передаточные числа всех редукторов типа Ц2Н1
одинаковые, равные 37,946, типа Ц2НШ-730А-40, тип
160
Ц2НШ-750А-37,18. Во всех редукторах впервые стала приме-
няться зубчатая передача на основе зацепления М.Л. Новикова.
Редуктор типа Ц2НС имеет в быстроходной ступени раздво-
енный шеврон, в тихоходной — косозубую передачу. Опоры ве-
дущего вала — роликоподшипники с цилиндрическими ролика-
ми. опоры промежуточного и ведомого валов — конические ро-
ликоподшипники (рис. 7.36).
Рис. 7.36. Редуктор Ц2НС-750 станка-качалки 7СК12
161
ч И1
Редуктор типа Ц2НШ (рис. 7.37) выпускается по отраслевому
стандарту 26-02-1200-75 и техническим условиям ТУ 26-16-5-76.
В отличие от предыдущего типа тихоходная ступень выполнена
шевронной с канавкой. Ведущий и промежуточный валы уста-
новлены на радиальных роликоподшипниках с короткими од-
нОрядными цилиндрическими роликами, а ведомый вал — на
сферических двухрядных роликоподшипниках. Смазка зубчатых
зацеплений — картерная, окунанием колес. Смазка опор быст-
роходного вала — картерная, разбрызгиванием, опор промежу-
точного и ведомого валов — принудительно картерная.
Кроме отличий в редукторах станки-качалки типов 6СК4-3-
2500 и 6СК6-2,1-2500 отличаются от станков-качалок типов
6СК4-3-2500Ш и 6СКб-2,1-2500Ш конструкцией рам, траверс,
стоек, ограждений, диаметрами шкива редуктора и тормозного
шкива, а также диаметрами присоединительных отверстий кри-
вошипа.
Станки-качалки типов 7CKI2-2,5-4000 и 7СК8-3,5-4000 по
своей кинематике и конструкции аналогичны станку-качалке
СКН10-3315 по ГОСТ 5866-56, но отличаются от него более ра-
циональными параметрами и усовершенствованными узлами.
На каждом станке-качалке может быть получено до 54 вари-
антов значений частоты качаний устьевого штока, что позволяет
в зависимости от условий эксплуатации выбрать оптимальный
режим при минимальном потреблении электроэнергии. Это до-
стигается за счет:
— возможности изменения передаточного числа редуктора
(имеется три варианта);
— установки до 13 исполнений двигателей по частоте враще-
ния и мощности;
— двух сменных шкивов на быстроходном валу редуктора и
трех — на валу двигателя.
Главная особенность станков-качалок СКР заключается в
применении в них современных трехступенчатых редукторов, типа
ЦЗНК см. рис. 7.38. Редуктор соответствует ТУ2-ИБГУ-03-93.
В конструкциях редукторов ЦЗНК предприятие постаралось мак-
симально воплотить предложения эксплуатационников-нефтя-
ников и требования стандарта API (Американского нефтяного
института).
Основные достоинства и особенности редуктора следующие:
Г Передаточные числа могут меняться, составляя 63, 90 и
125, что позволяет снизить частоту качаний балансира до 1,7 в
минуту.
2. Возможность изменения передаточного числа путем заме-
ны зубчатой пары входной ступени использованием комплекта
163
зубчатых пар, что осуществляется достаточно быстро и позволя-
ет на работающем станке-качалке устанавливать необходимое
число качаний в зависимости от текущего дебита скважины.
3. Применение вместо шевронной зубчатой передачи, трудо-
емкой в изготовлении и ремонте, термоулучшенной крупномо-
дульной косозубой передачи с упорными кольцами, защищенной
Рис. 7.38. Редуктор типа ЦЗНК
164
российским патентом, в которой используется зацепление Но-
викова с патентованным в США исходным контуром, обладаю-
щей более высокой нагрузочной способностью.
4 Ведомый вал в редукторах с номинальным моментом до
16 кН м монтируется на подшипниках качения, что отражается
в шифре буквой «К», например, ЦЗНК-355К. В более мощных
редукторах ведомый вал может монтироваться на 4 опорах для
более равномерного распределения нагрузки. В качестве опор
применены подшипники скольжения, более дешевые, простые
при сборке-разборке и надежные в эксплуатации. Такие редук-
торы получают в шифре букву «С», например, ЦЗНК-450С. Смаз-
ка этих подшипников осуществляется вращением колес по ка-
налам в плоскости разъема подшипников. На других валах при-
менены стандартные подшипники качения, смазываемые бар-
ботажным способом. Для разгрузки подшипников от осевой на-
грузки в выходной и промежуточной передачах введены упор-
ные гребни.
Для станков-качалок с одноплечим балансиром типа Mark II
редукторы имеют увеличенный диаметр выходных валов, уста-
новленных на подшипниках качения.
5. Масса редукторов ЦЗН К при равных нагрузочных характе-
ристиках до 25—30% меньше по сравнению с редукторами Ц2НШ.
6. Возможность применения электродвигателей с меньшей
мощностью, чем в станках-качалках типа СК, позволяет сни-
зить потребление электроэнергии.
В станках-качалках применяются следующие редукторы:
СКРЗ-1,2 ЦЗНК-280 (Мкр= 7,1 кНм; i= 127,32; 89,33; 62,19);
СКР4-2,! ЦЗНК-355 (М*р = 16,0 кНм; 1= 127,32; 89,30; 66,53);
СКР5-3 ЦЗНК-450 (Мкр = 31,5 кНм; /= 123,21; 90,36; 61,61);
СКРб-2,1 ЦЗНК-450 (Мкр= 31,5 кНм; i = 123,21; 90,36; 61,61);
СКР8-3 ЦЗНК-500 (Мкр = 56,0 кНм; / - 123,24; 86,46; 64,40);
CKPI2-3 ЦЗНК-500 (Мкр= 56,0 кНм; i = 123,24; 86,46; 64,40).
Присоединительные размеры выходных концов валов редук-
торов ЦЗНК идентичны концам валов применяемых редукто-
ров, что позволяет .использовать их в действующих станках-ка-
чалках без существенных переделок лишь с небольшими изме-
нениями крепления редуктора и тормоза к раме.
Передаточные числа формируются, как показано в таблице 7.13.
165
Таблица 7.13
Рис. 7.39. Трехступенчатый коническо-цилиндрический
редуктор Ц2НШ-315
166
Конструктивная схема трехступенчатого коническо-цилинд-
ического редуктора Ц2НШ-315 показана на рис. 7.39.
Р На рис. 7.40 представлена конструкция редуктора привода
ПШГН. Основные особенности редуктора перечислены ниже.
Рис. 7.40. Редуктор привода ПШГН
Зубчатые передачи с зацеплением системы Новикова, с дву-
мя линиями зацепления. Валы установлены на сферических ро-
ликоподшипниках с короткими цилиндрическими роликами.
Смазка зубчатых передач производится путем окунания колес в
масляную ванну картера. Смазка подшипников осуществляется
закладкой консистентной смазки при сборке, а в последующем —
периодически. Фиксация промежуточных валов обеспечивается
Упорными шайбами.
167
В тумбовой модификации привода ПШГНТ применяется ре-
дуктор с наклонной плоскостью разъема корпуса редуктора
(рис. 7.41) [11].
Рис. 7.41. Редуктор привода ПШГНТ 4-1,5-1400
168
7.2.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ И ПНЕВМАТИЧЕСКИЕ ПРИВОДЫ
СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Рис. 7.42. Типовая схема
гидропривода
Гидропривод (рис. 7.42) скважинной штанговой насосной ус-
тановки состоит из двигателя с силовым насосом 7, 2, подающе-
го рабочую жидкость (обычно масло) к органам, регулирующим
режим работы исполнительного механизма, т.е. к регулируемо-
му дросселю 4 и перепускному клапану 7, а затем к золотнику 6,
распределяющему потоки жидкости, и к самому исполнитель-
ному механизму 5. Исполнительный механизм может совер-
шать возвратно-поступательное движение, как это показано
на рис. 7.42, или вращательное. При возвратно-поступатель-
ном движении рабочая жидкость подается последовательно к
полости цилиндра исполнительного механизма по одну и по
другую сторону поршня, или периодически в одну полость ци-
линдра. Далее жидкость отводится от исполнительного механиз-
ма через золотник в емкость 9, из которой она вновь забирается
насосом. Емкость может быть негерметич-
ной, и тогда у приема насоса поддержива-
ется атмосферное давление. При герметич-
ной емкости 10 в ней может поддержи-
ваться повышенное давление. Применение
герметичной емкости облегчает создание
равномерной загрузки привода насоса за
рабочий цикл — ход поршня в одну и дру-
гую сторону. Емкости обычно оборудова-
ны фильтрами, магнитными уловителями
металлических продуктов износа, стружек.
В схеме предусмотрен предохранительный
клапан 8, который при повышенном опас-
ном давлении соединяют перепускной ка-
нал с емкостью 9. В гидроприводе имеется
фильтр 3.
Управление золотником 6 может быть
ручное и автоматическое. В последнем
случае привод золотника управляется сиг-
налами, поступающими от механических
Датчиков, расположенных на штоке испол-
169
нительного механизма, или датчиков давления, подключенных
к трубопроводам системы. Насос в гидроприводе обычно акси-
ально-поршеньковый при использовании в приводе в качестве
рабочей жидкости масла. Регулировка режима работы исполни-
тельного механизма при схеме гидропривода, приведенной на
рис. 7.42, выполняется следующим образом. Уменьшая проход-
ное сечение в регулируемом дросселе 4, повышают сопротивле-
ние потоку в нем. и ^трубопроводе, расположенном между насо-
coi^n дросселе^ТТТТри' повышении давления перепускной кла-
пан 7 приоткрывается и перепускает часть жидкости, подавае-
мой насосом 2, на сброс в емкость 9. В результате к исполни-
тельному механизму будет поступать меньше жидкости, и ско-
рость передвижения поршня исполнительного механизма умень-
шится. Открывая дроссель и уменьшая в нем сопротивление,
можно ускорить движение поршня 5. При изменении нагрузки
на исполнительный механизм автоматически меняется давление
на выкиде насоса и при соответствующей регулировке перепус-
кного клапана сохраняется или изменяется режим его работы.
Гидро- и пневмопривод установок штанговых насосов в прин-
ципе имеют одну схему основного узла, приводящего штанги в
движение. Штанги соединяются штоком с поршнем, располо-
женным в цилиндре. Шток проходит через сальник. Подавая
жидкость или воздух высокого давления под поршень, осуще-
ствляют движение штанг вверх. Вниз штанги движутся под дей-
ствием сил тяжести так же, как и при механическом приводе.
Пневмопривод применяется некоторыми зарубежными фир-
мами в скважинах с малой глубиной подвески насоса и при ма-
лых подачах.
Гидропривод получил более широкое применение.
На рис. 7.43, а показаны схемы установки фирмы «Викерс» и
на рис. 7.43, бустановки, разработанные в России [14].
Приводной цилиндр 3 с поршнем крепится на фланце сква-
жины. К поршню подсоединен полированный шток 2, прохо-
дящий через сальник 1. На штоке подвешена колонна штанг.
В установке имеется система гидропривода А, подающего жид-
кость попеременно в рабочую полость цилиндра и в уравнове-
шивающий аккумулятор 5. Уравновешивающий аккумулятор в
гидроприводе позволяет создать равномерную загрузку привод-
ного электродвигателя и уменьшить потребляемую мощность.
170
Насос системы гидропривода подает рабочую жидкость под пор-
шень, поднимая колонну штанг.
Рабочая жидкость при этом поступает на прием насоса под
напором из аккумулятора, где поддерживается постоянное дав-
ление. Давление поддерживается сжатым газом, находящимся
над уровнем жидкости в аккумуляторе. В конце хода вверх эле-
менты управления 4 установкой переключают систему гидро-
привода на подачу рабочей жидкости из рабочего цилиндра в
аккумулятор. При этом опускающиеся штанги тянут поршень 3
вниз, и он создает давление жидкости в цилиндре, подавая ее на
прием силового насоса системы гидропривода. Таким образом,
насос работает с подпором и при подаче рабочей жидкости в
аккумулятор. Давление рабочей жидкости в аккумуляторе под-
бирается в таких пределах, чтобы двигатель работал с постоян-
ной мощностью при ходе штанг вверх и вниз.
Для обеспечения стабильности работы системы уравновеши-
вания в схеме установки фирмы «Викерс» имеется компрессор 7
171
для поддержания постоянного давления в аккумуляторе и по-
полнения утечек газа. Утечки рабочей жидкости пополняются
вспомогательным насосом 6.
Схема, принятая для уравновешивания, использует вес НКТ.
Для этого на скважине имеется уравновешивающий цилиндр 8,
в котором на поршне 9 подвешены НКТ. Система гидропривода
подает жидкость попеременно в рабочий и уравновешивающий ци-
линдры, а вес штанг или НКТ создает подпор на приеме насоса
системы гидропривода. Конструктивно эта установка выполнена так,
что все оборудование, включая систему управления и бак с рабочей
жидкостью, крепится на фланце обсадной колонны скважины.
Установки с гидроприводом обеспечивают большие длины
хода плунжера скважинного насоса, управление набором скоро-
сти штангами, легкое регулирование режима работы штанговой
установки (изменение числа ходов). При гидроприводе металло-
емкость установки резко сокращается.
При больших длинах хода штанг длина движения НКТ у гид-
рокачалки (см. рис. 7.43, б) невелика, примерно 0,5 м, так как
диаметр уравновешивающего поршня значительно больше диа-
метра поршня рабочего цилиндра. Конечно, движение НКТ при
длительной эксплуатации таких установок может привести к
истиранию муфт НКТ и порче обсадных колонн. Но небольшие
скорость и длина хода НКТ позволяют авторам этой конструк-
ции говорить о необоснованности таких опасений.
Применение гидропривода требует значительно большего
внимания при обслуживании установок, чем балансирные стан-
ки качалки. Особого внимания требуют уплотнения движущих-
ся частей и насос системы гидропривода. Поэтому установки с
гидроприводом, несмотря на малую металлоемкость, видимо будут
неконкурентоспособны с балансирными станками-качалками
малой мощности при длинах хода до 2,5—3,5 м.
Основные параметры с гидроприводом следующие: установ-
ка АГН-Л имеет наибольшую длину хода точки подвеса штанг
2,2 м, нагрузку до 60 кН, массу 1550 кг; установка АГН-С имеет
соответственно 3,5 м, 80 кН и 2000 кг [14].
Установка имеет следующие основные узлы (рис. 7.44):
1. Силовой орган гидроцилиндр 1, поршень 2 которого по-
средством штока 3 и колонны штанг 4 связан с плунжером глу-
бинного насоса 5.
172
2. Уравновешивающее ус-
тройство — трубный гидро-
цилиндр 6, поршень которо-
го связан штоком 7 с верхней
траверсой и двумя тягами 8.
Последние в свою очередь по-
средством нижней траверсы
соединены с колонной насос-
но-компрессорных труб 9, к
нижней части которой кре-
пится цилиндр глубинного
насоса 10.
3. Привод, состоящий из
силового насоса 11, перека-
чивающего жидкость из бака
12 попеременно в верхние
полости гидроцилиндров.
Коммутация потоков, жидко-
сти осуществляется силовым
золотником 13. Кроме того,
установка имеет систему ре-
версирования (на схеме не
показана), переключающую
силовой золотник при дости-
жении поршнями крайних
положений, а также систему
компенсации утечек, обеспе-
чивающую постоянство объе-
ма рабочей жидкости в под-
порпшевых полостях гидро-
цилиндров.
Установка работает следу-
ющим образом: подаваемая
насосом из бака рабочая жид-
кость через золотник направ-
ляется в верхнюю полость
Рис. 7.44. Штанговая гидроприводная
установка с использованием в качестве
уравновешивающего груза колонны
насосно-компрессорных труб
штангового гидроцилиндра.
При этом поршень перемещается вниз, а вместе с ним и шток,
колонна штанг и связанный с ней плунжер. Рабочая жидкость
173
из нижней (штоковой) полости цилиндра по трубопроводу вы-
тесняется в нижнюю полость трубного цилиндра и перемещает
его поршень вверх. Вместе с ним перемещается вверх и связан-
ный посредством штока, тяг и колонны насосно-компрессор-
ных труб цилиндр глубинного насоса. Таким образом плунжер
движется вниз, а колонна труб вверх — происходит ход всасыва-
ния. При подаче рабочей жидкости в верхнюю полость трубного
гидррцилиндра поршень, а вместе с ним колонна НКТ и ци-
линдр глубинного насоса перемещаются вниз. Рабочая жидкость
из подпоршневойНголости трубного цилиндра вытесняется в
штанговый цилиндр, поршень которого перемещается вверх.
Вместе с поршнем перемещается колонна штанг и связанный с
ней плунжер глубинного насоса. Плунжер при этом перемеща-
ется вверх, а цилиндр вниз — происходит ход нагнетания.
Для соединения подвижной колонны насосно-компрессор-
ных труб с трубопроводом применяется гибкий шланг 14. Гер-
метизация колонны насосно-компрессорных труб осуществля-
ется посредством уплотнения, через который пропущен шток
штангового цилиндра. Герметизация затрубного пространства
осуществляется посредством уплотнения, установленного на
фланце обсадной колонны.
Как следует из описания установки, для ее нормальной рабо-
ты необходимо поддерживать объем рабочей жидкости в под-
поршневых полостях постоянным. Для компенсации утечек как
во внутренние полости цилиндров, так и в атмосферу в установ-
ке предусмотрена система компенсации утечек, состоящая из
управляющего клапана и вспомогательного насоса. При умень-
шении объема рабочей жидкости меньше допустимого поршень
штангового цилиндра сжимает клапан, который в свою очередь
включает вспомогательный насос, заполняющий маслом под-
поршневую полость до необходимого объема.
7.2.4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
ДЛИННОХОДОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Длинноходовые скважинных насосные установки (ДСНУ)
для добычи нефти, разработанные и практически освоенные
в настоящее время за рубежом, имеют ряд отличительных
174
особенностей. Во всех установках используется грузовой тип
упавновешивания, для практической реализации которого при-
меняются дополнительные устройства: мачта или шурф. По-
этому все рассматриваемые приводы ДСНУ по конструктив-
ному признаку можно разделить на две группы: высокопро-
фильные (мачтовые) и низкопрофильные. Колонна штанг пере-
мешается с помощью каната, троса или ленты, ремня или цепи,
намотанных на барабан, реверсивно вращаемый электродви-
гателем через редуктор или с приводом от гидромотора. Уп-
лотнение полированного штока в установках мачтового типа
расположено так же, как у обычных
ШСНУ, а в установках с шурфом —
в верхней части колонны труб или не-
посредственно над скважинным на-
сосом.
Одна из первых ДСНУ мачтового
типа была изготовлена фирмой Oilwell
под шифром 3534. Наверху мачты (на
высоте 15,7 м) размещаются два ба-
рабана, вращающихся на одном валу
(рис. 7.45). На одном барабане ка-
нат удерживает подвеску колонны
штанг; а на втором — поддержива-
ется контргруз при движении вверх
и вниз вдоль мачты. Вал барабана
приводится во вращение редуктором
с приводом от электродвигателя, так-
же смонтированного наверху мачты,
что делает установку более компакт-
ной, но затрудняет ее монтаж и об-
служивание. Конструкция барабана
обеспечивает плавное изменение на-
правления движения полированного
штока, что позволяет избежать пи-
ковых нагрузок на вал электродвига-
теля [15, 16].
Рис. 7.45. ДСНУ мачтового
типа фирмы Oilwell
Установка фирмы Oilwell имеет
следующие технические характерис-
тики:
175
Максимальная длина хода, м......10,36
Подача насоса, м3/сут...........100—200
Напор, м...........................1500
Число ходов в минуту..................5
Потребляемая мощность, кВт.......56—112
Масса установки, т............14,7—16,4
Л По дарным.;ф^^ы, применение установок обеспечивает: со-
кращение количества аварий со штангами из-за уменьшения
знакопеременных циклов нагружения; снижение динамических
нагрузок благодаря большой длине хода и постоянной скорости
движения штанг; лучшие показатели при перекачке вязкой жид-
кости; более низкие пиковые крутящие моменты, увеличение
срока службы скважинного насоса; высокий коэффициент ис-
пользования мощности; полную автоматизацию работы систе-
мы.
Фирмой «Axelson» разработанны ДСНУ мачтового типа с
высотой мачты 30 м. Цилиндр скважинного насоса установки
состоит из четырех соответственно обработанных, хромирован-
ных труб длиной 7,2 м каждая, соединенных специальными муф-
тами [16].
Технические характеристики установки
Максимальная длина хода, м ..........24
Подача насоса, м3/сут................70
Число ходов в минуту..................3
В результате испытаний установок получено сокращение ко-
личества обрывов штанг, увеличение срока службы скважинно-
го насоса, удешевление процесса подземного ремонта, так как!
для проведения спуско-подъемных операций использовался соб-
ственный привод.
Типичными представителями ДСНУ мачтового типа являю'
ся установки фирмы Маре (рис. 7.46). Основу привода составлю
ет мачта высотой до 16 м в зависимости от типа и назначени
установки. Связь между полированным штоком, двигателем
контргрузом осуществляется канатом. В качестве привода в ус
тановке используется гидродвигатель с низкой частотой враше
176
Рис. 7.46. ДСНУ фирмы Маре
7 — электродвигатель; 2 — вал; 3 —
насос; 4 — гидролинии; 5 — лебед-
ка; 6 — гидромотор; 7 — мачта; 8 —
контргруз; 9, 10 — канат; 77 — тра-
верса; 72— полированный шток; 13
— устьевой сальник; 14 — колонна
штанг; /5—НКТ; 16— цилиндр на-
соса; 17 — плунжер; 18 — фильтр
ния. Раооту гидродвигателя ооеспечивает малогаоаритный насос
с регулируемой подачей и электродвигатель. Применение гид-
родвигателя обеспечивает плавное регулирование хода полиро-
ванного штока, снижение динамических нагрузок на колонну
штанг и увеличение сроков службы оборудования.
Технические характеристики , .
Максимальная длина хода, м.....2,5—10
Подача насоса, м3/сут............80—300
Напор, м.......................400—1500
Число ходов в минуту..............0,5—5
Потребляемая мощность, кВт...37,3—167,8
Масса установки, т.............7,9—31,5
О Ив
177
Наибольший эффект достигается при эксплуатации устано-
вок на континентальном шельфе.
ДСНУ мачтового типа, разработанная в АзИНмаше, содер-
жит электромеханический привод с реверсивным электродвига-
телем, установленным на мачте. Уравновешивание установки
обеспечивается с помощью контргрузов, перемещающихся по
направляющим мачт, длина хода плунжера 6—10 м, грузоподъ-
емность установки^—10 т. Установка обеспечивает эксплуата-
цию и ремонт скважины без применения агрегата для подземно-
го ремонта. '
Высокопрофильные (мачтовые) ДСНУ (фирмы Маре, Oilwell
и др.) предназначены для работы с устьевым штоком и сальни-
ком обычной конструкции. К их достоинствам относятся: отсут-
ствие дополнительного шурфа для противовеса, возможность
применения противовесов из железобетона, проведения ремон-
та скважин без применения агрегата для подземного ремонта.
Недостатками мачтовых ДСНУ являются большие удельные масса
и габариты, сложность обслуживания, ограничение хода плун-
жера 10—12 м. Последнее обстоятельство сильно снижает эф-
фективность применения ДСНУ с мачтовым приводом и поэто-
му более перспективными с точки зрения получения максималь-
ного эффекта являются установки с низкопрофильным приво-
дом и гибким тяговым органом, длина хода плунжера которого
практически не ограничена.
С целью уменьшения габаритов привода установки ряд фирм
отказались от использования мачт, а контргруз был опущен в
шурф, специально пробуренный рядом со скважиной. Типич-
ным представителем такой установки является установка Alpha-I
(рис. 7.47) фирмы Bethlehem Steel.
Барабан лебедки приводится во вращение через стандартный
редуктор трехфазным асинхронным двигателем мощностью 40 кВт.
Направление вращения двигателя механически переключается при
движении плунжера насоса вверх и вниз. Особенность этой уста-
новки в том, что барабан лебедки снабжен спиральным желобом
для троса или эксцентриками, благодаря которым трос увеличи-
вает свой пробег и которые позволяют изменять радиус барабана
в конце каждого хода плунжера, снижать скорость, а, следова-
тельно, инерционные нагрузки. Эксцентриковая система намот-
ки троса позволяет изменять величину крутящего момента на валу
178
О
d;.
Рис. 7.47. ДСНУ Alpha-I
фирмы Bethlehem Steel
/ — полированный шток; 2 —
трос; 3 — направляющий шкив;
4— эксцентрики; 5 — барабан
лебедки; 6— контргруз
4
5
двигателя и тем самым обеспечивать плавную остановку подвес-
ной системы и реверсирование ее движение в конце каждого хода.
В течение периода времени, когда плунжер движется по инерции
вниз, двигатель выключен и включение его для обеспечения об-
ратного движения происходит только тогда, когда инерционные
нагрузки полностью снимаются. В результате такая установка
полностью сбалансирована, и двигатель в течение почти всего
хода плунжера потребляет постоянную мощность.
, , Технические характеристики установки
Максимальная длина хода, м.........12
Подача насоса, м3/сут...............90
Напор, м...........................800
Число ходов в минуту.................3
Потребляемая мощность, кВт..........40
Глубина шурфа, м..................16,5
Диаметр шурфа......................0,9
Результаты исследований показали, что использование кана-
та в качестве гибкого тягового органа приводит к увеличению
габаритов привода установки, так как для обеспечения долго-
179
вечности и надежности работы каната необходимо обеспечить
соотношение диаметра каната к диаметру барабана порядка 1:100.
Диаметры приводных барабанов и направляющих роликов всех
перечисленных установок составляют 1,5—2 м. Один из спосо-
бов решения этой проблемы предложила фирма National Supply
(США), разработавшая ДСНУ Liftronic (рис. 7.48), в которой в
качестве тягового органа используется грузовая пластинчатая
п^пь. В результате_-жого диаметр барабана и роликов уменьшил-
сд,до 0,3 м, чтд'Тпривело к снижению габаритов установки.
В приводе установки имеются два барабана, смонтированных
на валу редуктора. На барабаны намотаны цепи: одна связана с
полированным штоком, другая — с противовесом. Редуктор смон-
тирован на станине вместе с электродвигателем и соединен с
ним ременной передачей.
По достижению полирован-
ным штоком заданного по-
ложения, определяемого
микропроцессором, двига-ц
тель установки отключает-
ся, после чего вращение^
двигателя реверсируется,|
Технические характеристик
ки установки: максимальная
длина хода — 9,14 м; число
ходов в минуту — 1,5—3q
максимальная нагрузка на|
полированный шток — 54 кН; •
высота привода — 2,18 м
масса привода — 1724 м|
масса противовеса — 4082 м|
глубина шурфа — 15 м
диаметр шурфа — 0,61 м
Рис. 7.48. ДСНУ Liftronic:
7 — контргруз; 2 — обсадная тру-
ба; 3— механическая часть ДСНУ;
4— блок управления; 5 — выкид-
ная линия; 6— устьевой сальник;
7 — НКТ; 8 — колонна штанг; 9 —
насос; 10 — всасывающий клапан
180
Небольшие габариты установки делают ее особенно пригодной
для эксплуатации скважин, находящихся на территории насе-
янных пунктов.
Привод малогабаритной установки (рис. 7.49) фирмы Western
поставляется в полностью собранном виде. Основные элементы
привода: лебедка с гидроприводом; подвижное уплотняющее
устройство в трубной сборке, имеющее полированную внутрен-
нюю поверхность; противовес. Лебедка имеет барабан диамет-
ром 2083 мм, который вращается шестью гидромоторами, кана-
тонавивочный блок, обеспечивающий соосность каната со ство-
лом скважины. Уплотняющее устройство представляет собой
манжетный плунжер глубинного насоса, соединенный с кана-
том и колонной штанг [16].
Рис. 7.49. ДСНУ фирмы Western
/ — контргруз; 2 — подвижное уплотняющее устройство; 5 — переме-
щающаяся канатонавивочная система; 4 — гидравлическая передача;
5 — барабан с резиновой обшивкой; 6 — направляющая для перекат-
ки; 7— электродвигатель мощностью 200 л.с.; 8 — гидробак
181
Технические характеристики установки
Максимальная длина хода, м..........27
Число ходов в минуту.............. 2,5
Максимальная нагрузка
на полированный шток, кН............157
Мощность привода, кВт..............150
Вусйта*йривода, м..................2,7
Мас£а привода, кг................11800
Масса противовеса, кг.............11000
Глубина шурфа, м....................46
Диаметр шурфа, м..................0,76
Результаты технико-экономического анализа ДСНУ с мачтой
и шурфом показывают, что масса, приходящаяся на один кВт
установленной мощности установок с мачтой в 3—4 раза боль-
ше, чем установок с шурфом, причем она мало меняется с изме-
нением нагрузки в точке подвеса. Значения удельной массы ус-
тановки фирмы Western выше, чем установки Liftronic, за счет
того, что длина хода насоса установки фирмы Western почти в
3 раза больше, чем установки Liftronic.
С увеличением грузоподъемности установок масса, приходя-
щаяся на каждый метр длины хода установок мачтового типа,
примерно в 5 раз больше, чем установок с шурфом. Длину хода
установок с мачтой, очевидно, нецелесообразно принимать бо-
лее 10 м по двум причинам. Во-первых, сильно возрастает масса
установки. Во-вторых, возникают затруднения с изготовлением
цельного полированного штока и, следовательно теряется одно
из основных преимуществ такого типа установок.
С точки зрения металлоемкости и габаритов более экономич-
ными являются установки с заглубленным противовесом. Одна-
ко работы, связанные с бурением шурфов, вызывают дополни-
тельные трудности для промысловиков. Кроме того, к недостат-
кам этого типа установок следует отнести наличие динамичес-
кого сальника на устье скважины.
Другим направлением работ в области совершенствования
привода ДСНУ является использование для перемещения ко-
лонны штанг гидропривода. Фирмой Canadian Foremost ведется
182
заработка конструкции установок с пневмоуравновешиванием
и электронным контролем. Установка имеет гидроцилиндр, рас-
положенный непосредственно над устьем скважины. На одном
Штоке с поршнем гидроцилиндра смонтирован поршень пнев-
моиилиндра. Несмотря на то, что максимальная длина хода этих
установок не превышает 5,8 м, их высота достигает 21 м. Инте-
ресна эта установка тем, что в ней применена пневматическая
система уравновешивания, которая может быть использована в
ДСНУ с механическим приводом, более надежным в условиях
промыслов, чем гидропривод.
Наряду с зарубежными фирмами в странах СНГ также про-
водилась работа по созданию отечественной ДСНУ.
В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина предложена схема
механического привода ДСНУ с гибким тяговым органом и гид-
ропневматическим уравновешиванием (рис. 7.50). Привод со-
стоит из реверсивного электродвигателя, муфты-тормоза, чер-
Рис. 7.50. Привод ДСНУ ГАНГ им. И.М. Губкина:
1 — электродвигатель; 2 — муфта-тормоз; 3 — канат; 4 — червячная
передача; 5 — емкость с маслом; 6 — барабан; 7 — насос-мотор; 8 —
пневмогидравлический аккумулятор; 9 — винтовой механизм переме-
щения барабан
183
вячной передачи, колесо которой установлено на одном валу с
барабаном. На барабан наматывается канат, связанный с глу-
бинным насосом. С целью обеспечения соосности каната с ус-
тьевым сальником барабан выполнен подвижным и перемеща-
ется вдоль вала с помощью винтового механизма. Механизм
уравновешивания включает насос-мотор, механически связан-
ный с приводным валом червячной передачи и гидравлически
связанный с гиддййневматическим аккумулятором и масляной
^костью. '
В РГУ не^гтГи газа им. И.М. Губкина рассматривались раз-
личные варианты схем уравновешивания ДСНУ. Принятые в
зарубежной практике системы грузового уравновешивания для
ДСНУ с низкопрофильным приводом не удовлетворяют требо-
ваниям нефтяников-промысловиков. Поэтому была предложе-
на схема с грузовым уравновешиванием типа кривошипного
уравновешивания балансирных приводов, которая реализуется
с помощью двух редукторов от станков-качалок. Эта система мо-
жет применяться в ДСНУ при неглубоких (порядка 500—700 м)
подвесках скважинного насоса. Кроме того, рассмотрена воз-
можность применения системы с инерционным уравновеши-
ванием, основанной на использовании кинетической энергии
вращающегося маховика, а также с пружинным и гидропнев-
матическим уравновешиванием, защищенные авторскими сви-
детельствами.
Основными преимуществами низкопрофильных ДСНУ, в
которых гибкий тяговый канат (цепь, лента) наматывается на
барабан, являются: небольшие удельные масса и габариты; удоб-
ство транспортировки, монтажа и обслуживания; возможность
создания установки с неограниченной длиной хода.
Основными недостатками низкопрофильных ДСНУ являются
низкая надежность работы гибкого тягового органа, подвер-
женного переменным растягивающим и изгибным нагрузкам с
большим числом циклов 2-106, в связи с намоткой на барабан,
а также наличия внутрискважинного уплотнения, усложняю-
щего устьевой сальник. Общим недостатком низкопрофильных
приводов с грузовым уравновешиванием (установки Liftronic и
Alpha-I) является необходимость устройства глубокого шурфа,
в котором перемещается контргруз (11, 13, 15, 16].
184
7.2.5. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СШНУ
Подвески устьевого штока ПСШ предназначены для соеди-
нения устьевого штока с приводом штангового скважинного
насоса. Позволяют исследовать работу скважинного штангового
насоса с помощью динамографа, а также регулировать установ-
ку плунжера в цилиндре насоса.
Предусмотрена возможность применения подвесок в услови-
ях умеренной и холодной (район 1а) климатических зон [11, 17].
Схема подвески представлена на рис. 7.51.
Рис. 7.51. Подвеска ПСШ устьевого штока:
7 — нижняя траверса; 2 — плашки каната; 3 — пружина плашек; 4 —
винт опорный; 5 — верхняя траверса; 6 — плашка штока; 7— пружи-
на плашек штока; 8— сальниковый шток; 9— канат
Штанговращатель
Штанговращатель — механическое приспособление, закреп-
ляемое на устьевом штоке для медленного проворачивания ко-
лонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки
балансира (рис. 7.52).
Штанговрашатели применяются при эксплуатации искрив-
ленных скважин для предотвращения одностороннего истира-
185
ния штанг, муфт и плунжера, для предотвращения отворотов
штанговых колонн, а также в случае применения пластинчатых
скребков, укрепляемых на колонне штанг для удаления отложе-
ний парафина на внутренних стенках труб (табл. 7.14).
Рис. 7.52. Штанговращатель ШВЛ-10:
1 — устьевой шток; 2 — гайка накидная; 3 — сухарь; 4 — червячная
втулка; 5 — крышка; 6 — корпус; 7 — подшипники; 8 — кольцо уп-
лотнительное; 9— гайка; 10— втулка распорная; /7 — грузовой винт;
12 — винт подъемный; 13 — гайка; 74 — червячное колесо; 75 — хра-
повик; 16— собачка верхняя; 77—рычаг; 18— собачка нижняя; 19 —
нижняя траверса; 20— масленка; 21 — болт специальный; 22 — втул-
ка; 23 — ось нижняя
186
Штоки сальниковые устьевые ШСУ
Предназначены для соединения колонны насосных штанг с
канатной подвеской станка-качалки. Применяется в районах с
умеренным и холодным климатом.
. ; । Таблица 7.14
. *, Технические характеристики подвески
устьевого штока
Показатели псш-з ПСШ-6 ПСШ-15
Наибольшая допустимая нагрузка, кН 30 60 150
Диаметр устьевого штока, мм 31 3! 36
Диаметр каната, мм 16 22,5 25,5
Габариты, мм:
длина 250 285 300
ширина 86 100 108
высота 195 210 245
Масса, кг:
в собранном виде 14 23 41
полного комплекта 16 26 44
Изготавливаются из круглой холоднотянутой калиброванной
качественной углеродистой стали марки 40.
Химический состав и технические требования для стали рег-
ламентируются ГОСТ.
Чистота поверхности сальниковых штоков обеспечивается
заводом — поставщиком калиброванного проката.
Калиброванный прокат, из которого изготавливаются штоки,
поставляется в состоянии нормализации; штоки не проходят
дополнительную термическую обработку,
Сальниковые штоки изготавливаются трех типоразмеров
табл. 7.15. Для соединения с насосными штангами используют-
ся штанговые муфты, серийно выпускаемые заводами-изгото-
вителями насосных штанг.
187
Таблица 7.15
Технические характеристики ШСУ
Показатели ШСУЗ1-2600 ШСУЗ 1-4600 ШСУ36-5600
Наибольшая нагрузка на шток, кН 65 65 100
Присоединительная резьба насосных ST!U,r'“^ ШН22 ШН22 ШН25
Габариты, диаметр 31 31 36
длина 2600 4600 5600
Масса, кг 15 27 46
Рис. 7.53. Сальник устьевой СУС1-73-31:
1 — ниппель; 2 — гайка накидная; 3 — втулка; 4 — крышка шаро-
вая; в — крышка головки; 6 — втулка верхняя; 7 — кольцо нажимное;
8, 10— манжеты; 9 — головка шаровая; 11 — кольцо опорное; 12 —
втулка нижняя; 13 — кольцо; 14 — гайка; 15 — тройник; 16 — болт
откидной; 17— палец
188
Сальники устьевые СУС (рис. 7.53) предназначены для уп-
лотнения сальникового штока скважин, эксплуатируемых штан-
говыми насосами, расположенных в районах с умеренным и хо-
лодным климатом.
Отличительная особенность сальника- наличие пространствен-
ного шарового шарнира между головкой сальника (несущей внут-
ри себя уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное со-
единение, обеспечивая самоустановку головки сальника при
несоосности сальникового штока с осью ствола скважины, ис-
ключает односторонний износ набивки, увеличивает срок служ-
бы сальника, одновременно облегчает смену набивки.
Сальник рассчитан на повышенные давления на устье сква-
жины и обеспечивает надежное уплотнение штока при одно-
трубных системах сбора нефти и газа.
Устьевые сальники изготавливаются двух типов (табл. 7.16):
1. СУС1 — с одинарным уплотнением (для скважин с низким
статическим ским уровнем и без газопроявлений)
2. СУС2 — с двойным уплотнением (для скважин с высоким
статическим уровнем и с газопроявлениями).
Таблица 7.16
Технические характеристики устьевых сальников
Показатели СУС1-73-31 СУС2-73-31
Присоединительная резьба, мм 73 73
Диаметр устьевого штока, мм 31 31
Наибольшее давление (при неподвижном штоке и затянутой сальниковой набивке), МПа 7 14
Рабочее давление (при неподвижном штоке). МПа 4 4
Габариты, мм 340x182x407 340x182x526
Масса, кг 21 24
Оборудование устьевое предназначено для герметизации ус-
тья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования,
при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также
Для проведения технологических операций, ремонтных и иссле-
189
довательских работ в скважинах, расположенных в районах с
умеренным и холодным климатом.
В оборудовании устья типа ОУ-140-146/168-65Б и ОУ-140-
146/168-65'БХЛ колонна насосно-компрессорных труб располо-
жена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет
проводить, исследовательские работы через межтрубное простран-
ство (рис. 7.54).
Запорное устро^егво оборудования — проходной кран с об-
ратной пробкой.‘Скважинные приборы опускаются по межтруб-
ному пространству через специальный патрубок.
Рис. 7.54. Оборудование устьевое ОУ-140-146/168-65Б
и ОУ-140-146/168-65БХЛ:
1 — крестовина; 2 — конусная подвеска; 3 — резиновые уплотнения;
4 — разъемный фланец; 5 — патрубок; 6 — тройник; 7 — задвижка;
8 — устьевой сальник СУС2; 9, 11 — обратный клапан; 10 — кран;
12 — пробка
Подъемные трубы подвешены на конусе. Насосно-компрес-
сорные трубы и патрубок для спуска приборов уплотнены раз-
резными резиновыми прокладками и нажимным фланцем. Ко-
нус и все закладные детали уплотнительного узла выполнены
разъемными.
190
В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уп-
лотнением. Для перепуска газа в систему нефтяного сбора и для
предотвращения излива нефти в случае обрыва полированного
штока предусмотрены обратные клапаны.
Оборудование унифицировано с серийно выпускаемой фон-
танной арматурой с проходными пробковыми кранами табл. 7.17.
Таблица 7.17
Технические характеристики устьевого оборудования
Показатели ОУ-140-146/168-65Б ОУШ-65/50Х 140
Рабочее давление, МПа:
— в арматуре 14 14
.. . —в устьевом сальнике
. при остановившемся станке- качалке 14 14
— при работающем
станке-качалке 4 4
Тип запорного устройства: — ствола Кран пробковый проходной типа КППС -
Вентиль угловой
— боковых отводов То же с Dy = 50 мм, Рр= 14 МПа
Рабочая среда Не коррозионная Нефть, газ, газоконденсат
Габариты, мм 2100x430x996 1100x680x950
Масса, кг 450 200
Оборудование устьевого типа ОУШ-65/50Х 140 и ОУШ-65/
50Х Х140ХЛ состоит из корпуса (рис. 7.55), в котором размеще-
на муфтовая подвеска, обеспечивающая подвешивание колон-
ны подъемных труб. На подвеске установлены сальниковые уст-
ройства для герметизации штока скважинного насоса и отвод с
вентилем, предназначенный для пропуска в затрубное простран-
ство скважинных приборов.
Эксплуатация скважины осуществляется через боковой отвод
трубной головки, на котором установлены быстросъемный дрос-
сель и запорный угловой вентиль. Второй боковой отвод с вен-
тилем сообщен с затрубным пространством.
191
Рис. 7.55. Оборудование устьевое ОУШ-65/50Х 140
и ОУШ-65/50Х 140 ХЛ:
1 — корпус; 2 — трубная подвеска; 3 — сальник устьевой
При обрыве штока скважинного насоса конструкция сальни-
кового устройства обеспечивает перекрытие его прохода, пре-
дотвращая излив жидкости из скважины.
Для сброса избыточного давления в затрубном пространстве
в выкидную линию в муфтовой подвеске предусматривается пе-
репускной клапан.
192
г -^#7.2.6. СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ТОЧКЕ
ПОДВЕСА ШТАНГ
Нагрузка в точке подвеса штанг балансирного станка-качал-
ки обусловлена:
1) статическими нагрузками от силы тяжести жидкости и
штанг, сил трения плунжера в цилиндре и штанг о трубы;
2) силами инерции движущихся масс, возникающими при
движении с ускорением колонны штанг, и столба жидкости;
3) динамическими нагрузками, возникающими в результате,
вибрации штанг.
Практическое значение имеют суммарные минимальные и
максимальные нагрузки на штанги, величина которых может быть
определена либо непосредственно изменениями динамомстри-
рованием, либо рассчитана.
Как уже было показано, максимальная величина статической
нагрузки будет при ходе штанг вверх
Р = Р + Р , . (7.1)
ст ж шт ’ ' '
где Р, — сила тяжести жидкости, находящейся над плунже-
ром; Рш.| — тяжести штанг в жидкости.
Приняв для упрощения расчетов глубину спуска насоса рав-
ной динамическому уровню, можно записать
Р = q L + q Lb , (7.2)
СТ 'Ж •'ШТ Y ’ ' '
где qx — вес 1 м столба жидкости над плунжером глубинного
насоса; — вес 1 м штанг (с учетом веса муфт) в воздухе; L —
длина штанг; by = 1 — рж/ршт (здесь ршт, рж — плотность матери-
ала штанг и жидкости).
Силой трения штанг о трубы можно, как показывают иссле-
дования, пренебречь, если искривление скважины не превыша-
ет 5—6°. Силы инерции могут быть определены по формуле
Р, = М1_, (7.3)
где М — масса движущихся деталей; /п .1л — максимальное ус-
корение точки подвеса штанг.
193
Поскольку откачиваемая жидкость сжимаема вследствие на-
личия растворенного и свободного газа, то в расчете может учи
тываться только масса штанг М ~
С учетом сил инерции максимальная нагрузка в точке подве-
са штанг будет
Си2
; = Р* + ?шт6’ + ?шт 1440 ' (7'4)
Динамическая нагрузка при ходе штанг вниз
Р РУ г
р = = Дни. ± со2 л—)
лн g 2 u I
p . = p b — lo2(1
1 nun ШТ f g 2 V I'
7.2.7. УРАВНОВЕШИВАНИЕ БАЛАНСИРНЫХ
СТАНКОВ-КАЧАЛОК
К.ак уже отмечалось, равномерная нагрузка приводного дви-
гателя штанговой глубиннонасосной установки возможна толь-
ко при наличии уравновешивающего устройства. В балансирных
станках-качалках наиболее широко применяют уравновешиваю-
щие устройства, состоящие из грузов, установленных на балансире
и роторе.
* Под уравновешенностью установки подразумевается равенство ра-
бот, совершаемых двигателем при ходе вверх и вниз, т.е. Ав = Ан.
Определим вес груза, устанавливаемого на балансире, при
котором установка будет уравновешена. Воспользуемся для это-
го элементарной теорией. Механическая работа сил инерции на
полированном штоке будет равна нулю, так как при его разгоне
силы инерции будут иметь положительный знак, а при тормо-
жении — отрицательный.
194
При движении штанг вверх работа будет затрачиваться на
перемещение штанг и жидкости
А = (А + PJ-S, (7-6)
при ходе вниз
(7-7)
Полезная работа за двойной ход будет
Л -
При установке на балансире в точке В уравновешивающего
груза G (рис. 7.56) механическая работа при ходе вверх и вниз
будет соответственно равна (полагаем, что переднее плечо ба-
лансира равно заднему)
Рис. 7.56. Кинематическая схема балансирного станка- качалки
с балансирным уравновешиванием
(7.8)
195
Если в уравновешенном станке-качалке Ав = то, прирав-
няв правые части уравнений, получим
<?=^/2 + Ршт. (7.9)
Поскольку в реальных станках-качалках груз в точке В не
устанавливают, то с учетом различных длин плеч балансира вес
уравновешивающее груза будет равен
.W'L G = (PJ1 + PJa/c. (7.10)
Данный способ уравновешивания называется балансирным, он
прост, но его основным недостатком является появление допол-
нительных инерционных сил, обусловленных наличием массы
груза G. Инерционные силы отрицательно сказываются на ра-
боте всех деталей установки.
От этого недостатка свободен роторный способ уравновеши-
вания (рис. 7.57). Уравновешивающий груз Gp монтируют на кри-
вошипе. При ходе штанг вверх и вниз совершенная двигателем
работа будет равна
А—Л.Л + б'ДЯ J (7Л1)
Приравняв правые части уравнений, получим (полагая, а - Ь)-
(7.12)
Но 5 = 2т, тогда Gp = —(рщт + yj,
а с учетом различной длины плеч балансира
/77 Р
G = —(Р +-^) (7.13)
р RbV шт 2 Л
196
При роторном уравновешивании постоянен вес грузов, кото-
рые уравновешивают их перемещением по кривошипу, т.е. из-
меняют радиус R.
Значение величины R определяется по формуле
Рис. 7.57. Кинематическая схема балансирного станка-качалки
с роторным уравновешиванием
Рис. 7.58. Кинематическая схема балансирного станка-качалки
с комбинированным уравновешиванием
197
При роторном уравновешивании инерционные усилия, воз-
никающие при движении грузов, воспринимаются только под-
шипниками кривошипного вала и при его постоянной угловой
скорости вращения не передаются на другие детали установки.
При комбинированном уравновешивании на балансире уста-
навливают уравновешивающий груз G (рис. 7.58).
Вес груза на роторе определяется следующим образом:
При ходе штан^вверх и вниз работа, затрачиваемая двигате-
лем, равна
А.~(Рт +Рх) Sa-GS6-G^R-,
a,^-p^.+gs6+g^s.
(7.15)
Определим величину груза Gp, задавшись значением веса гру-
за G. Для этого приравняем правые части уравнений.
Тогда получим Sa = ~2r, 5б = 4-2г,
о b
Cp = -£-f-(Pmi+^)_-£-G. (7’7)
Комбинированное уравновешивание применяют в основном
на средних по мощности станках-качалках, где использование
балансирного уравновешивания привело бы к появлению зна-
чительных сил инерции от противовеса.
Уравновешенность установки контролируют замером вели-
чины тока электродвигателя, максимальные значения которого
при ходе штанг вверх и вниз должны быть одинаковыми.
198
г 7.2.7.1. Определение усилий в шатуне
при различных способах уравновешивания
При расчете будем пользоваться элементарной теорией, при-
нимая отклонение шатуна от вертикали равным нулю.
Запишем уравнение моментов сил, действующих на балан-
сир, относительно точки О при балансирном уравновешивании
во время хода штанг вверх (см. рис. 7.56)
Раа — РщЬ — <?сс + <7м1с = 0, (7.18)
где G& — инерционное усилие.
Силами трения, весом деталей установки пренебрегаем. Тогда
—(7.19)
Подставив значения сил, получим
л +(?.r+^)±i». (7'20)
11 \ 2 / с g bb
Преобразовав это выражение, получим
Рш = а/b Рж + [Р т а>/1Р + (Рш + Р/2 }ac/b> ajg\, (7.21)
так как wa = со2 г coscc, то полученное выражение можно записать
Т’ + СР“,т?г+ (/>1»’ + '^)7у]2ЛСОЗ“' (722')
При движении штанг вниз уравнение моментов относитель-
но точки О будет следующим:
Ра - Р' b — Gx + Gx = 0, (7.23)
а ш б /6 ’
199
откуда
Р'.Г P.Plb ~ G<P/b + G^b- ' (7-24)
Подставив значения сил, получим
t !
(7.25)
После сокращения и замены сов получим
= + (7'26>
При роторном уравновешивании уравнение моментов сил, дей-
ствующих на балансир относительно точки О, будет (см. рис. 7.57)
Ра«-РшЬ = 0. (7.27)
Подставив значения Р и решая относительно Р получим
Р = а/Ь(Р + Р + Л). (7.28)
Как и в расчетах для балансирного уравновешивания,
Р = Ршг (co2r/g) coset. (7.29)
Подставив значение Р. получим
Рш = (Т’шЛ Р^)а/Ъ + Ршт a!/Z>2(<»2r/g) cosa. (7.30)
Для хода штанг вниз аналогично получим
Ры = Ртъ + Р^~-™<1. (7.31)
200
При комбинированном уравновешивании (см. рис. 7.58) урав-
нение моментов сил, действующих на балансир при ходе штанг
вверх, будет иметь вид
Р<Р ~ P'J> ~G^ + G.6c = 0, (7.32)
где G& — сила инерции противовеса на балансир.
Подставив значение Ра, получим
/>„ = (/'о1Г + 7’ж + Л)у-С(1^ + С6^-^Соза. (7.33)
Заменив значения Р, получим
ра= + Р»)I - - Gc £ + G6 £-] СОЗ а. (7.34)
При ходе штанг вниз аналогично получим следующее выраже-
ние для усилия в шатуне:
Рш = Рш, у - G6y + [Ллт £ + С6 cos а. (7.35)
Для более удобного пользования формулами, описывающи-
ми закономерность изменения усилия в шатунах при различных
способах уравновешивания, целесообразно представить их в виде
двух компонентов — статического и динамического.
При ходе вверх и вниз статическая сила не изменяется, а ди-
намическая сила зависит от величины cosa.
В общем виде величина усилия в шатуне может быть описана
формулами:
при ходе штанг вверх
Рп1 = с, + с2 cosa, (7.36)
при ходе штанг вниз
201
Р'ш = c't + с'2 cosa,
(7.37)
где значения коэффициентов с{, сг, с\, с\ приведены в ниже.
Коэффициенты с2 для определения усилий в шатуне стан-
ка-качалки рассчитываются для различных способов уравнове-
шивания следующим образом:
Для балансирного:
ход ш^анг
* c = aPJ2b, (7.38)
сг = (Л,т eW + <Л,т + Л< /2)«c/Z>2 KWg) cosa; (7.39)
ход штанг вниз
с' = -aPJlb, (7.40)
С1 = ГЛит + (Л., + 7 ГГуа'г/h'- ](m2r/g) cosa. (7.41)
Для роторного:
ход штанг вверх
с, = (Р + Р )а/Ь, 1 v ж шт' > ’ (7.42)
с2 = Wr/g) аг/Ьг ; (7.43)
ход штанг вниз
с, = аР, /Ь, (7.44)
Ч = (®>/g) «2/*2 • (7.45) г
Для комбинированного:
ход штанг вверх
ci = а/ь - G<p!b, (7.46)
202
с2= (Л,,а!/*2 + GifWWg);
(7.47)
ход штанг вниз
с. = рт а/ь - G^/b .
(7.48)
с, = [Р т аг!№ + С,ад(«>ЭД .
(7.49)
Как видно из формул, усилие в шатуне установки при балан-
сирном уравновешивании при ходе штанг вверх растягивающее,
а при ходе штанг вниз — сжимающее, в установках с роторным
уравновешиванием усилия в шатуне при ходе штанг вверх и вниз
растягивающие, в установках с комбинированным уравновеши-
ванием тоже растягивающие.
Необходимо иметь в виду, что станок-качалка имеет два ша-
туна, и все найденные усилия в шатуне при ходе штанг вверх и
вниз являются суммарными для обоих шатунов.
7.2.7.2. Определение тангенциальных усилий
на пальце кривошипа
При балансирном уравновешивании (см. рис. 7.56) усилие
Р т, действующее вдоль шатуна, можно разложить на две со-
ставляющие: нормальное # и тангенциальное Т. Нормальная
составляющая воспринимается подшипниками кривошипа вала
и на величину вращающего момента влияния не оказывает:
N = Ршт cos а .
(7.50)
Тангенциальная сила определяет вращающий момент, кото-
рый необходимо приложить к валу, чтобы обеспечить его вра-
щение с постоянной угловой скоростью,
Г = РШТ since.
(7.51)
203
Подставив значение силы Ри, определенное ранее, получим
для хода вверх
Т, — (си + с2в cos a) sin а=си sin а 4- -^p-sin 2а, (7.52)
для хода вниз
Z„=t (c1„-£)^rosa)sina==c1„sina + -^Lsin2a. (7.53)
Рис. 7.59. Диаграмма усилий на пальце кривошипа
Определим графически максимальное значение тангенциаль-
ной силы. График, характеризующий изменение тангенциаль-
ного усилия за время оборота кривошипа, приведен на рис. 7.59.
Он является суммой двух синусоид sin2(p и характеризует из-
менение статических сил за оборот кривошипа и с2 sin2cp — из-
менение динамических сил. Из графика видно, что максималь-
ное значение усилия достигается два раза, при положении кри-
вошипа, соответствующем углу <р( = 45—60° и <р2 = 225—240°.
204
7.2.8. КИНЕМАТИКА ПРИВОДОВ СКВАЖИННЫХ
ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Применяемые в настоящее время станки-качалки имеют ки-
нематические схемы, соответствующие показанной на рис. 7.60
при уравновешивании с помощью грузов или же на рис. 7.61
при гидропневматическом уравновешивании [10, 11]. Основны-
ми элементами механизма станка-качалки являются см. рис. 7.60
и 7.61 привод 7, клиноременная передача 2, редуктор 3 и шарнир-
ный четырехзвенный механизм 4, преобразующий вращательное
Рис. 7.60. Кинематическая схема станка-качалки
движение вала двигателя в возвратно-поступательное движение
точки подвеса штанг. Клиноременная передача и редуктор обес-
печивают получение необходимого числа оборотов кривошип-
ного вала, соответственно числу ходов.
Основное внимание инженера-конструктора при проектиро-
вании кинематической схемы станка-качалки должно быть об-
ращено на правильность проектирования шарнирного четырех-
звенного механизма, чтобы движение точки подвеса штанг про-
205
Рис. 7.61. Кинематическая схема станков-качалок
с обратным расположением преобразующего механизма
исходило по определенному закону, обеспечивающему; нормаль-
ную и заданную работу глубинного насоса, колонны насосных
штанг и т.д.
Шарнирный четырехзвенный механизм станка-качалки яв-
ляется кривошипно-коромысловым механизмом с односторон-
ним удлиненным в противоположном направлении, коромыс-
лом (совокупность звеньев к и кх называйся балансиром). Этот
механизм должен обеспечить получение заданной длины хода,
точки подвеса штанг, 5.
Из рисунков видно см, рис. 7.60, 7.61:
S' = лсг80, (7.54)
где 80 — угол размаха балансира; кх — переднее плечо балан-
сира.
При определенных длинах хода и переднего плеча угол раз-
маха балансира будет иметь значение:
80 = S/kx. (7.55)
206
Для получения этого угла размаха балансира при определен-
ной длине заднего плеча можно построить многочисленные че-
тырехзвенные механизмы, центр вращения кривошипа которых
оасположен на участке плоскости, ограниченном только углом
р СВ2 = 1800 — 50 см. рис. 7.62.
1 Эти четырехзвенные кривошипно-коромысловые механизмы
отличаются друг от друга размерами звеньев, которые определя-
ют габариты, а следовательно, вес станка-качалки. Но от поло-
жения центра вращения кривошипного вала зависят, кроме того,
кинематические и динамические показатели станка-качалки, о
чем будет сказано ниже.
Возьмем два крайних положения точки соединения шатуна с
коромыслом, так, чтобы точка В^ соответствовала нижнему по-
ложению точки подвеса штанг, а точка В2 — верхнему положе-
нию этой точки. Очевидно, горизонтальная линия, проходящая
через точку С, является биссектрисой угла 60 размаха балансира.
Проведем прямую, проходящую через точки Bt и В2 которая бу-
дет перпендикулярна биссектрисе угла 50.
Поместим центр вращения О кривошипа на расстояниях а и
h от упомянутых выше взаимно перпендикулярных прямых см.
рис. 7.63. Так как в крайних положениях механизма направле-
ния шатуна и кривошипа совпадают, то, соединяя центр враще-
ния О с крайними точками В. и В2, получим:
ОВ = 1 + г, ОВ~ /- г. (7.56)
Таким образом, четырехзвенник в крайнем нижнем положе-
нии переднего плеча балансира обращается в треугольник ОВ2С
со сторонами Z + г, к и р,а в верхнем крайнем положении — в
треугольник ОВ2С со сторонами I — г, к и р.
Пересекая ОВ} из центра О радиусом ОВ,, получим
В& = ОВ}~ ОВ2 = 1 + г- (I-г) = 2г. (7.57)
Отсюда величина радиуса кривошипа будет
r=B\BJ2, (7.58)
207
а длина шатуна
/= 0В} - В&/2.
(7.59)
Таким образом, имея кинематическую схему станка при край-
них нижнем и верхнем положениях точки подвеса штанг, можно
графически определить длину кривошипа и шатуна.
Угол» 0 между,управлениями ОВ} и ОВ2 может быть назван
^слом Асимметричности цикла и имеет определенное влияние
на работу станка-качалки и всей глубинно насосной установки.
Рис. 7.62. Графическая схема построения заданного угла размаха балансира
при заданной длине его заднего плеча с помощью различных
четырехзвенных механизмов
208
Принимая направление вращения кривошипа в соответствии
с указанным на рис. 7.62, обозначим через (рв и /в — угол и время
поворота кривошипа при ходе вверх, <рн и тн угол и время пово-
рота кривошипа при ходе вниз.
Из рис. 7.62 имеем:
<рв = л - е 1
f (7.60)
S1 (р„ = 71 + 0
Если кривошип вращается с постоянной скоростью, то отно-
шение углов поворота фв и (рн будет пропорционально отноше-
нию затраченных на эти повороты отрезков времени, т.е.
<₽. /ф„ = k (7-61)
Величины средних скоростей при ходе вверх ив и при ходе
вниз ин будут равны:
4 = ^, и = (7.62)
После преобразования получим:
ч / ч = = ф„ /<₽.• <7-63)
После дальнейших преобразований
е = п-( 1)/(л;+ 1). (7.64)
где Ко— коэффициент изменения скорости хода.
Очевидно, при Ко = 1, <рв = ср Г = /н, ъ = ини0 = О. Цикл
работы станка-качалки, при котором KQ — 1 или 0 = 0 является
симметричным циклом.
Как видно из рис. 7.63, при симметричном цикле, когда 0 = 0,
Центр вращения О кривошипа всегда находится на прямой, про-
ходящей через крайние точки 5, и В2, т.е. а = 0. Из формулы
(7.62) следует, что при этом KQ = 1, т.е. средние скорости при
ходе вверх и вниз одинаковы.
Из рис. 7.63 имеем:
209
Рис. 7.63. Схема преобразующего механизма обычных станков-качалок
в двух крайние положениях (общий случай)
в = в. ос — В.. ОС = ф = ср .
I 2 ’н “в
(7.65)
Имея в виду, что Oil = I + г, ОВ, = I - г, СВ = СВ2 = К и
СО = р из треугольников О В, С и OB, С получим
Cos(B,ОС) = (р2 - к2 + (/ + г)2)/(2р-(/ + г)) 1
I (7.66)
Cos(B2OC) = (p2-k2+(J- г)2)/(2р-(1 - г)) ]
Подставляя значения углов В,ОС и В2ОС из (7.66) в (7.65),
получим:
210
0 = arccos
p1 -к2 + (I + r)2
2p(l + r)
- arccos
p2-k2 + (J-r)2
2p(l-r)
(7.67)
Таким образом, имея величины длин звеньев четырехзвенно-
го механизма или отношения этих звеньев, посредством форму-
лы (7.68) или (7.67) можно определить величину угла 0 несим-
метричности цикла. Угол 9 может быть как положительным, так
и отрицательным, что видно из рис. 7.64.
Для механизма (У А'ВС 0 > 0, а для механизма (У'А” ВС 0 < 0.
Для механизма ОАВС, соответственно, 0 = 0.
Для уяснения влияния угла 0 на режим работы установки при-
ходится различать два случая: когда в начале хода вверх точки
подвеса штанг направления вращений кривошипа и коромысла
совпадают и когда направления вращений этих звеньев проти-
воположны. Рассмотрим каждый случай отдельно.
Из рассмотрения рис. 7.63 и 7.64 видно, что при изменении
направления вращения кривошипа участку хода вверх соответ-
ствуют уже не углы фр (р',, ср"], а углы <р2, (р'2, (р"2 соответственно.
Поэтому:
а) при левом расположении механизма (механизм (УА'ВС),
если в начале хода вверх точки подвеса штанг направления вра-
щений кривошипа и коромысла совпадают — ход вверх проис-
ходит медленнее, чем ход вниз, так как (Л”о<1), если же в нача-
ле хода вверх направления вращений этих двух звеньев проти-
воположны, ход вверх происходит быстрее, чем ход вниз, т.е.
V*1;
211
Рис. 7.64. Схема преобразующего механизма обычных станков-качалок
в крайних положениях для трех случаев расположения
центра вращения кривошипа
б) при правом расположении механизма (механизм О" А" ВС),
если в начале хода вверх точки подвеса штанг, направления вра-
щения кривошипа и коромысла совпадают — ход вверх проис-
ходит быстрее, чем ход вниз (АГ0 > 1); если же в начале хода вверх
направления вращения этих двух звеньев противоположны —
ход вверх происходит медленнее, чем ход вниз (KQ < I).
Таким образом, ясно, что в зависимости от расположения
центра вращения кривошипа в плоскости чертежа и в зависимо-
сти от направления вращения кривошипа можно получить раз-
ные средние скорости при ходе вверх и вниз. При этом переда-
точное отношение I между кривошипом и коромыслом
z = wk/w (7-69)
в течение полного полуцикла является величиной перемен-
ной [11], т.е. скорость движения точки подвеса штанг также яв-
ляется переменной величиной.
212
Выше сок — угловая скорость коромысла; со — угловая ско-
рость кривошипа.
Е При симметричной схеме (см. рис. 7.64) для реального стан-
ка-качалки законы движения точки подвеса штанг (кривые пути,
скорости и ускорения) заметно отличаются на участках ходов
верх и вниз. При перемене направления вращения кривошипа
законы движения, естественно, меняются местами. Таким об-
разом, даже при симметричной схеме закон движения точки
подвеса штанг за цикл зависит от направления вращения криво-
шипа.
Следует отметить, что для балансирного привода, построен-
ного по схеме, приведенной на рис. 7.64, выгодным является
совпадение направления вращения кривошипа и коромысла, а
для привода, построенного, как показано на рис. 7.63, — несов-
падение направления вращения кривошипа и коромысла [11].
Таким образом, для каждой кинематической схемы существуют
два закона достижения точки подвеса штанг, в зависимости от
направления вращения кривошипа.
7.2.8.1. Кинематическая зависимость
между длиной хода точки подвеса штанг
и размерами балансирного привода
Рассмотрим, от каких факторов зависит длина хода балан-
сирного привода и каким способами рационально осуществить
длинноходовой привод.
Из треугольников В{СВ2 и В^ОВ2 см. рис. 7.63 после неслож-
ных преобразований получим: —
.(7.70)
С другой стороны
S = 2к. arcsin —.
‘ 2
(7.71)
213
При симметричном цикле работы станка, т.е. когда 6 = (,
получим
5 - 2^ arcsin —.
(7.72)
При несимметричном цикле угол 0 может быть определен по
формулам (7.67) таи (7.68), а также, если известна величина К
йо формуле после чего из формулы (7.71), зная отноше-
ния длин звеньев, определяем
2arcsin —
2
к ~~к~-----я"’5
2—L arcsin
к 2
(7.73'
к .с.
к X
2 —L arcsin -3-
к 2
_____к_____
-к, г .г
L—arcsin —
к I к
S
Р =
к ,с
кг 8 °*
2— —arcsin —
к р 2
где sin(30/2) определяется по формуле (7.70).
Из описанных формул видно, что длины звеньев г, /, к, к, и р
преобразующего механизма станка-качалки прямо пропорцио-
нальны длине хода точки подвеса штанг S и зависят от отноше-
ний длин звеньев г/1, r/к и к{/к.
Из рис. 7.64 легко определить следующую зависимость между
отношениями длин звеньев станка, имеющего симметричную
схему:
214
Тогда для симметричного цикла откачки формулы (7.73) пред-
ставим в виде:
, = -------5;
_ К, .г
2—Larcsin —
к к
~к} .г
2 —arcsm —
к к
< = ^7^-----7 s
2-±‘- arcsin —
к I к
(7-74)
Эти формулы свидетельствуют о том, что при симметрич-
ном цикле откачки длины звеньев четырехзвенного механизма
станка-качалки являются функцией длины хода 5 и трех кине-
матических отношений г/Ц r/к и к}/к, причем с увеличением
значений этих отношений длины звеньев г, /, к, и р умень-
шаются.
Сказанное выше будет иметь прямое отношение и к габаритам
преобразующего механизма, т.е. к его длине L и высоте его Н
см. рис. 7.63. В случае симметричной схемы из рассмотрения
рис. 7.60 имеем:
L = к, + -Jk2 - г2 + г
Н = hl+h2=l + r~
(7.75)
Из формул (7.62) и (7.63) получим:
215
Из этих формул также видно, что кинематические габариты
(длина L и высота Н) симметричного преобразующего механиз-
ма балансирного привода: прямо пропорциональны длине хода 5
точки подвеса штанги являются функцией кинематических
отношений причем длина L механизма зависит от г/к и к}/к,
а высота Н — от г/к, г[1 и к}/к. Вообще, с увеличением значений
этих отношений габариты преобразующего механизма, а следо-
вательно, и вес привода уменьшаются.
Очевидно, при несимметричной схеме
(7.77)
Из рассмотрения рис. 7.64 видно, что при
(7.78)
центр вращения кривошипа находится справа (если скважина
находится в левой стороне) от линии BXBV т.е. длина станка
будет несколько больше, чем длина при симметричной схеме,
а при
<1
(7.79)
216
htd врашения кривошипа находится между скважиной и ли-
нией ВХВГ Следовательно, в этом случае длина L преобразующе-
го механизма будет меньше, чем длина при симметричной схеме.
Таблица 7.18
Определяемые величины г/к
0,1 0,2 0,3 0,4 0,45 0,5
arcsin(r/£) 0,100 0,201 0,305 0,411 0,467 0,524
к = l/2arcsin (г/к) 5,000 2,487 1,639 1,215 1,071 0,954
(r/к)-к 0,500 0,497 0,492 0,486 0,482 0,477
,=г№ гЦ о,1 5,000 4,970 4,920 4,860 4,820 4,770
0,2 2,500 2,485 2,460 2,430 2,410 2,385
0,3 1,666 1,656 1,640 1,620 1,607 1,590
0,37 1,351 1,343 1,329 1,315 1,300 1,289
0,4 1,250 1,243 1,230 1,215 1,205 1,193
0,5 1,000 0,994 0,984 0,972 0,964 0,954
Одним из основных экономических показателей современ-
ных машин и механизмов является компактность и легкость их
конструкции. Поэтому увеличение длины хода точки подвеса
штанг за счет увеличения габаритных размеров, а следовательно
и веса, нерационально. Рациональным в данном случае спосо-
бом увеличения длины хода, на первый взгляд, является увели-
чение значений кинематических отношений г//, r/к и kjk.
217
Для наглядного представления о сказанном рассмотрим са-
мый простой вариант кинематической схемы, когда плечи ба-
лансира равны, и длина хода точки подвеса штанг равна едини-
це, т.е.
kt = Ли 5 = 1.
В этом .случае,шиы звеньев и габариты станка будут зависи-
мость только рТ^нематических отношений г// и г/к.
Рис. 7.65. Зависимость размеров преобразующего механизма
обычных станков-качалок от значения
кинематических отношений г/l и г/к
218
По формулам (7.76) для этого случая подсчитаны значения
звеньев = к, г и I для значений г/l и г/к от 0,1 до 0,5, зане-
сенные в табл. 7.18, а также по этим значениям длин звеньев
достроены кинематические схемы механизма, показанные на
рис. 7.65.
Из рассмотрения табл. 7.18 и рис. 7.65 наглядно видно резкое
влияние значении кинематических отношении г/l и r/к на вели-
чины длин звеньев и на габариты преобразующего механизма
станка-качалки.
Теперь рассмотрим, как влияет отношение плеч балансира
к /к на габариты и длины звеньев преобразующего механизма к.
Как видно из формул (7.74) и (7.75), длины звеньев к, г, / и р
четырехзвенного механизма обратно пропорциональны отноше-
нию кл/к, а габаритные размеры для симметричной схемы име-
ют следующие зависимости:
2 arc sin
2 arc sin
В табл. 7.19 показаны значения длин звеньев г, I, к и кк под-
считанные по формулам (7.75) для значений к} /к = 1,0—2,0
через 0,1 при 5= 1, г/1 = 0,4 и г/к = 0,5.
219
Таблица 7.19
Отно- шение длины звеньев кх/к
1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0
kJS 0,954 0,954 0,954 0,954 0,954 0,954 0,954 0.954 0,954 0,954 0,954
Л US 0,^54 0,86? 4),796 0,735 0,682 0,635 0,597 0,562 0,530 0,502 0,477
r/S 0,477 0,433 0,397 0,366 0,341 0,318 0,298 0,280 0,264 0,250 0,239
vs 1,193 1,085 0,995 0,920 0,855 0,796 0,745 0,703 0,663 0,630 0,597
Рис. 7.66. Зависимость размеров преобразующего механизма
от отношений плеч балансира kjk
По данным табл. 7.19 построены кинематические схемы пре-
образующего механизма при 5=1, рис. 7.66.
Из рис. 7.66 видно, что увеличение кх/к приводит к уменьше-
нию продольного, и, особенно, высотного габарита преобразу-
ющего механизма.
220
, . 7.2.8.2. Выбор рациональных значений
отношений длин звеньев
Выше была показана зависимость длин звеньев и габаритных
размеров станков-качалок от величин отношений длин звеньев
г/д r/к и к'/к. С точки зрения габарита, веса, а следовательно,
удобства в транспортировке, монтаже, демонтаже и эксплуата-
ции, чем больше значения этих отношений, тем лучше.
Если бы кинематические отношения г/l и r/к не влияли на
работу отдельных узлов и деталей механизма станка-качалки, а
также на работу глубиннонасосной установки, можно было бы
принимать значения этих отношений весьма большими — даже
большими, чем приведенные в табл. 7.19. Но ввиду того, что
теоретическими и экспериментальными исследованиями [10, 9]
установлено заметное влияние значений кинематических отно-
шений г/l и r/к на величину усилий в точке подвеса штанг и в
других узлах привода и на форму кривой крутящего момента
требуется всесторонний анализ для выявления оптимальных зна-
чений отношении г// и г/к.
Характерным является то обстоятельство, что отношения г/1
и r/к по-разному влияют на работу привода. Установлено, что с
увеличением значения г/l величина усилий в точке подвеса штанг,
на опоре балансира и в точке сочленения шатуна с балансиром
увеличивается, а с увеличением значения r/к величины этих же
усилий уменьшаются. Это дает возможность, соответствующим
образом увеличивая отношения г/l и r/к, сохранять на одном
уровне величины усилий в штангах.
Оптимальные значения этих отношений установили в пределах
— = 0,35 - 0,40;
I
— = 0,45 + 0,50.
к
С другой стороны, с увеличением отношений и несколько
возрастают пиковые значения крутящего момента, также ухуд-
шается форма кривой крутящего момента за счет увеличения
участков отрицательных моментов. Это вызывает определенные
опасения возможного ухудшения условий работы редуктора и
сокращения срока его службы. Однако длительный опыт эксп-
221
луатации большого количества станков-качалок, выполненных
с увеличенными отношениями г/1 и r/к, не указывает на какие-
либо существенные неполадки в работе редукторов.
Из изложенного в настоящем разделе следует, что для осуще-
ствления компактного длинноходового балансирного привода
нужно величины кинематических отношений брать примерно
следующими:
у = 0,35 4-0,40,
- = 0,45-^0,50,
к
v- = до 1,7.
к
7.2.8.3. Влияние взаимного расположения узлов
балансирного привода на его габариты и вес
От взаимного расположения отдельных узлов балансирного
привода во многом зависят его габариты размеры и вес. При
разных вариантах расположения основных узлов (двигателя, опо-
ры траверсы, опоры балансира, четырехзвенного механизма и
т.д.) при одних и тех же кинематических отношениях г/1 и г/к
можно иметь разные габаритные размеры станка-качалки в це-
лом.
Расположение двигателя относительно редуктора
С целью обеспечения пожарной безопасности в обычных ба-
лансирных приводах, построенных на основе схемы показанных
на рис. 7.60, электродвигатель расположен в максимально отда-
ленном от устья скважины месте см. пунктирное изображение
на рис. 7.67.
Как видно из рис. 7.67, при расположении двигателя с кли-
ноременной передачей между редуктором н скважиной длина
станка-качалки заметно уменьшается. При этом для обеспече-
ния пожарной безопасности должно быть выдержано допускае-
222
Рис. 7.67. Влияние расположения двигателя
на длину станка-качалки
мое расстояние между скважиной и электродвигателем. Распо-
ложение двигателя мощных длинноходовых станков по схеме
рис. 7.67 является одним из резервов в деле сокращения их дли-
ны, а, следовательно, и веса, и размера фундамента.
Относительное расположение опоры балансира
и опоры траверсы
Стачки-качалки сконструированы таким образом, что в го-
ризонтальном положении балансира оси опоры балансира, опо-
ры траверсы, пальцев верхних головок шатунов и точки подвеса
штанг находятся в одной плоскости. В этом случае тело балан-
сира с головкой монтируется над кинематической линией DB
балансира на расстоянии а, рис. 7.68 и оба шарнира находятся
под телом балансира. Рассмотрим другие варианты относитель-
ного расположения этих опор:
а) оба шарнира находятся над балансиром рис. 7.69;
б) опора балансира находится над, а опора траверсы — под
балансиром рис. 7.70;
в) опора балансира находится под, а опора траверсы — над
балансиром рис. 7.71.
223
Из сопоставления перечисленных схем видно, что пере-
нос опоры траверсы в точку, расположенную над балансиром
рис. 7.69 и рис. 7.71, приводит к некоторому уменьшению
высотного габарита станка-качалки.
224
Следует отметить, что выбор положения центра кривошип-
ного вала в случаях, когда кинематическая линия балансира пред-
ставляет собой ломаную линию рис. 7.70 и 7.71, должен произ-
водиться с учетом необходимости обеспечения удовлетворитель-
ного уравновешивания.
15 Ин
225
Размещение шарнирного четырехзвенника
между опорой балансира и точкой подвеса штанг
При размещении шарнирного четырехзвенника между опо-
рой балансира и точкой подвеса штанг см. рис. 7.61 габарит
станка в длину существенно уменьшается благодаря совмеще-
нию при этой схеме коромысла четырехзвенника с частью пере-
днего пл,еча балансира. Такое обратное расположение четырех-
з^енникА несколько уменьшает наибольшую нагрузку на штанги
и этим улучШае-гусловия их работы [10, 11].
Расположение редуктора
относительно рамы станка-качалки
Во всех станках-качалках, редуктор устанавливается непос-
редственно на продольные балки рамы. В этом случае обеспечи-
ваются минимальная высота станка и лучшая его устойчивость.
Недостатком такого расположения редуктора является то, что
для обеспечения вращения длинных кривошипов с роторными:
грузами необходимо увеличить высоту фундамента. Во избе-
жание этого за последнее время почти все фирмы США, выпус-
кающие станки-качалки, между рамой и редуктором устанавли-
вают специальную металлическую тумбу.
В этом случае отпадает необходимость строить под станок-
качалку высокий фундамент. Зато за счет установленной тумбы
увеличиваются высота и вес станка-качалки и ухудшается его
устойчивость.
7.2.9. МЕТОДИКА РАСЧЕТА И ПОДБОРА
ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
В качестве основы для подбора скважинных штанговых на-
сосных установок часто используется универсальная методика
подбора скважинных насосных установок, разработанная на ка-
федре машин и оборудования нефтяной и газовой промышлен-
ности Российского государственного университета нефти и газа
имени И.М. Губкина [7, 18, 19, 20].
226
Вышеназванная методика была доработана в соответствии с
помысловыми данными и полученными величинами допускае-
bix приведенных напряжений для насосных штанг, в первую
очередь — бывших ранее в эксплуатации.
Основные положения уточненной методики подбора скважин-
ных штанговых насосных установок приведены ниже.
1 По исходным данным (пластовые и скважинные условия,
заданный дебит) определяем динамический уровень.
При этом учитывается «водяная подушка», остающаяся на
участке «забой скважины — прием насоса» после проведения
подземного ремонта скважины и переменная плотность смеси
«вода - нефть - газ».
Плотность смеси рсм определяется по исходным данным (плот-
ности нефти, газа и воды, обводненность, газовый фактор, пла-
стовые температура и давление, геотермический градиент, дав-
ление насыщения, кривая разгазирования). Практически этот
этап работы полностью повторяет пункты №1 — 15 методики под-
бора УЭЦН.
2. Используя коэффициент сепарации и допустимую величи-
ну свободного газа на приеме насоса, определяем минимально-
возможную глубину спуска насоса.
3. По заданному дебиту определяем типоразмер базового сква-
жинного насоса, (из формулы = 1440 р • /;ис S - п для насо-
сов обычного исполнения и Q = 1440р-(А . — F ,)-S-n
*^ид । ' нас.1 нас. V
для насосов типа ННД и ННГ, где F ( и FHac2 — площади 1-й и
2-й ступеней насоса), принимая, что среднее число качаний п =
6,0 в мин., средняя длина хода S = 2,5 м, коэффициент подачи
нового или отремонтированного насоса р = 0,8. После расчета
диаметра и выбора стандартного типоразмера насоса выбираем
два-три соседних типоразмера (в большую и меньшую сторону)
и определяем для них скорость откачки — произведение п • 5.
4. По типоразмеру насоса и глубине спуска определяем (пред-
варительно) максимальные и минимальные нагрузки в точке
подвеса штанг по формулам:
Р =Р+Р+РГ+Р+Р + Р
max шт ж виб ин ж.тр к
= Р - (Р , +
шт ' виб
р ) - р - р ,
ИН7 МСХ.ТР Ж.тр’
(7.81)
(7.82)
227
где Ршт — S (qt L. g Kapx); где q. — масса 1-го метра штанг; L —.
длина ступени штанг; / = 1 и 2; Kjpx = 1 ~ рж/рст — коэффициент
Архимеда; L2 = Л|10„(1 L, = Zno„ (KJ; Ктс - коэффици-
ент, равный диаметру рассматриваемого насоса в мм, деленный
на 100.
Для насосов обычного исполнения
t А = (р« н»«<g + F“ ’
для насосов Исполнения ННД и ННГ
Л, = (Рж s + Ры) ,
где Н — динамический уровень; Р6ф — буферное давление;
F — эффективные площади плунжеров рассматриваемого насоса.
Л„6 = “ Ч, ч' (Я V ~ V-S) С Р,, (7.83)
где а и а — кинематические коэффициенты станка-качалки,
т = "'JtitS/g; (ji = 2пл/60, где п — частота ходов в минуту;
ш = X / а + X );
Т ШТ' V ШГ тр'’
1 =Р L /Ъ(К // + (!-К )/fY (7.84)
где/; — площадь поперечного сечения нижней ступени ко-
лонны штанг;/2 — площадь поперечного сечения верхней ступе-
ни колонны штанг; суперход плунжера для современных усло-
вий работы ШСН У практически равен нулю.
X = Р L /tf-
/;.р — площадь поперечного сечения материала колонны НКТ.
Р г =0,5сс№ ( сШ - 2Х/ЭД Р ,
Р г = 0,685 тР L ц Sn , (7.86)
ж.трТ ’ подв “ж ’ '
228
* = 5,472- [1,2-+ 10,3<1одв/8)] g,S„, (7.87)
ггте L — длина подвески насоса, м; ц — вязкость отка-
v ^подв ‘ж
чиваемой жидкости; 5 — длина хода, м; п — частота ходов, 7мин.
Р = Р + Р (7.88)
мех.тр тр.пл трлит ' '
vjiq Р пл “ механическое трение плунжера о цилиндр,
Лр.„г = -5 <0-25 sin(Y„a, , + ?Л (7-89)
7 Pp.mi=‘5'{0,25Sin(Y„ax,)-(PI,.)}; (7.90)
где ум.1Х(—- телесный угол искривления ствола скважины на
/-м участке.
5. По максимальной нагрузке выбираем типоразмер станка-
качалки и уточняем параметры работы установки — частоту и
длину ходов.
В связи с тем, что на нефтяных промыслах практически ни-
когда не используются режимы работы СК с максимальной дли-
ной хода при максимальной нагрузке на головку балансира, про-
верка СК по максимальному крутящему моменту на валу криво-
шипа не производится.
6. По уточненным параметрам работы и кинематическим ко-
эффициентам СК определяем точные значения сил при ходе вверх
и вниз с учетом сил трения. Уточненные коэффициент трения и
силу трения при этом рассчитываем по формуле, приведенной в
работе Сабирова А.А. [21]:
Лрш, =/гр- Ni ' sinY, ; У = Л2 +4-р2, (7.91)
где а — зенитный угол, 0 — азимутальный угол;
а. = а.+ 1 ~ ос. ; р. - Р/+) - р..
7. По величине силы трения в нижней части колонны штанг
и силам сопротивления в скважинном насосе (трение'в .плун-
жерной паре и противодавлении клапана) определяем длину «тя-
желого» низа из штанг диаметром 19, 22, 25 или 28 мм.
229
ML = (P„ + PTp ru + P„pi + PTpulli) / KAp, q g , (7.92) ,
и уточняем этот вес после округления длины «тяжелого» низа.
Ляж! ^8 ^Арх ’
(7.93)
где q — масса погонного метра выбранных штанг, кг; L& —
длина «уяжелого»р низа, округленная до длины, кратной 8 — и
Петрам;\КА — Ф— рж/рст — коэффициент Архимеда.
Длина «тйжеЛого низа» округляется в большую сторону до
числа, кратного 8.
8. По весу «тяжелого низа» и нагрузкам при ходе вверх и
вниз выбираем длину нижней секции штанговой колонны диа-
метром 19 мм, исходя из условия опр = 0,7 [опр] в верхнем сече-
нии этой секции.
о = ^о cr , (7.94)
где омах — максимальное напряжение; оа — амплитудное на-
пряжение.
а = Р Jf ,
max max i ‘ J i ’
<7 = (P - P
a ' мах i мт i' ‘ J i
Индекс «/» говорит о том, что в расчете используется не вс;
колонна штанг, а только ее нижняя часть, т.е.:
Р . = Р + Р . + Р + Р ,. +
max : тяж I шт 1 ж виб i
i + Р . + Р . + Р + Р .. (7.95',
* ин I ж.тр/ тр.пл тр.шт / '
Р . = (Ря.+ /? .)-
МНН I ТЯЖ1 шт / ' виб / ин /'
- р + р - р (7-96)
тр.пл тр.шт / Ж.тр I ’
г
где / — площадь поперечного сечения z-й ступени штанг.
0,7 [о ] = V(7 7/) [(Р ~-р~уд. (JW
’ 1 пр-* ' мах/' Jр *' мах/ Min;"^/-» '
«30
Отсюда выбирается длина нижней ступени колонны штанг
(при i ~ 1) А-
9 По длинам и весам «тяжелого низа» и нижнеи ступени
штанговой колонны выбираем длину второй секции колон-
ны диаметром 22 мм, исходя из того же условия прочности.
При этом в формуле 7,143 i = 2, а вес P„2 = Ри, + 7>шт
Определяем суммарную длину «тяжелого низа», первой и вто-
рой ступени колонны штанг. Если суммарная длина превышает
глубину спуска насоса или равна ей (±5%), расчет штанг закон-
чить, если меньше глубины спуска, то перейти к п. 10 настояще-
го раздела методики.
10. Определяем длину третьей ступени штанговой колонны
(диаметром 25 мм) аналогично предыдущим шагам. Проверяем
длину колонны и сравниваем ее с глубиной спуска. Если длина
меньше глубины спуска — перейти к 11 пункту.
11. Определяем длину четвертой ступени колонны штанг (ди-
аметр 28 мм). Работа аналогична пунктам 8, 9, 10 настоящей
методики.
12. Все расчеты по пп. 8—12 проводятся для штанг с опреде-
ленным [ст ]. Если при принятой прочности необходимы 4 и
более ступеней штанг с диаметрами более 25 мм, переходим к
расчету штанг из более прочной стали (20Н2М, 15НЗМА или
иной) с повышенным значением [ст ].
Кроме длин ступеней в компоновке колонны штанг необхо-
димо определять места обязательной и желательной установки
центраторов. В качестве критерия места обязательной установ-
ки центраторов выбран темп набора кривизны более 1 град./10 м
и/или зенитный угол более 12 град.; для желательной установки —
темп набора кривизны более 0,4 град./10 м и/или зенитный угол
более 6 град.
13. По величине максимальной и минимальной нагрузки и
типу выбранного СК определяются параметры уравновешива-
ния (например — радиус уравновешивания и количество контр-
грузов на кривошипе станка-качалки).
Необходимо отметить, что на промыслах применяется боль-
шое число других, часто достаточно упрощенных методик под-
бора СШНУ,’ которые обеспечивают предварительный подбор
оборудования без учета осложняющих промысловых факто-
ров (сложная инклинометрия, влияние газа, механических при-
231
месей и т.д.). Одной из наиболее известных методик такого
рода является работа, сведенная в диаграмму Адонина и спе-
циальные таблицы или номограммы.
Простой и наглядный способ выбора оборудования и перво-
начального режима откачки — использование диаграмм и таб-
лиц имеющихся в справочниках по добыче нефти и инструкци-
ях [7, 13, 18].
Рассмотрим, ду^грамму, построенную для модернизирован-
ного ряда стаЯ^^-качалок, выпускавшихся по ГОСТ 5866-66.
При построении таких диаграмм по горизонтальной оси от-
кладывают глубину спуска насоса, которая принята равной вы-
соте подъема жидкости (погружение насоса под динамический!-
уровень считается равным нулю). Это нужно иметь в виду, так'
как если погружение под динамический уровень составляет бо-
лее 8—10% глубины спуска насоса (для разных диаметров насо-
сов), то необходимо в принимаемую для выбора оборудования
глубину спуска насоса вводить поправку.
При построении диаграмм принято, что противодавление на,
устье скважины также равно нулю. Поэтому, если фактическое
противодавление больше 5 кгс/см2, необходима поправка.
По вертикальной оси откладывают подачу насоса в м3/сут
Предельные глубины спуска насосов прежде всего определя
ются двумя параметрами станка-качалки: максимальной до-1
пустимой нагрузкой на балансир в точке подвеса штанг и мак
симальным допустимым крутящим моментом на кривошип-
ном валу станка. При этом сами величины нагрузок и момен-
тов рассчитывают для максимальных длины хода, числа кача-
ний и веса принятой рациональной конструкции штанговой
колонны. Но иногда при применении станков-качалок с вы-
сокими допускаемыми нагрузками на головку, а также штанг
сравнительно малой усталостной прочности предельная глу-
бина спуска насосов ограничивается усталостной прочностью
штанг.
При построении диаграмм все расчеты максимальных и мг
нимальных нагрузок в точке подвеса штанг выполнены по фор
мулам А.С. Вирновского, а крутящих моментов по формул
Р.А. Рамазанова. Подача насосов рассчитывалась по форму
лам, приведенным в главе I, причем коэффициент наполнение
насосов был принят равным 0,85.
232
Диаграмма рис. 7.72 разделена на области применения раз-
личных станков, входящих в данный стандарт. Области ограни-
чиваются сплошными ломаными линиями и различаются штри-
ховкой. Область каждого станка-качалки состоит из полей стан-
дартных диаметров насосов (указаны в кружочках). Границы поля
каждого насоса обозначены пунктиром. Верхняя граница поля
каждого насоса представляет собой кривую подачи данного на-
соса при максимальной длине хода станка-качалки, указанного
в его шифре, и максимальном числе качаний, указанном в таб-
личке. Этот параметр не входит в шифр станка-качалки и выб-
0 1000 2000 3000 L, м
Рис, 7.72. Диаграмма для выбора насосного оборудования и режима откачки
(станки-качалки по ГОСТ 5866-66)
Шифр станка-качалки и максимальное число качаний соответственно:
I -1СК-1-0,6-100 и 15; II - 2СК-1,25-0,9-260 и 15; III - ЗСК-2-1,05-400
и 15; IV - 4СК.-2-1,08-700; V - 5CK-4-2J-1600 и 14; VI - 6СК-4-3-2500
и 12; VII - 7СК-8-3,5-4000 и II; VIII - 7СК-8-3,5-б000 и 13; IX - 7СК-
12-2,5-6000 и 13; X - 9СК-15-6-12000 и 8.
233
ран нами потому, что применяемые обычно числа качаний не
бывают почти никогда выше 15. Кроме того, применяемые таб-
лицы для подбора штанговых колонн основаны на промысло-
вых данных о работе скважин с числом качаний 10—15.
Для длин ходов, больших 1,8 м, максимальные числа качаний
рассчитаны из условия приближенного сохранения отношения
внешних сил инерции (возникающих от неравномерного движе-
ния штанг и столба* жидкости) к статической нагрузке в точке
псЬвеса штанглПри этом относительные величины усилий, расша-
тывающих сгёнок^качалку, и амплитуды вибраций могут считаться
в первом приближении одинаковыми у всех станков-качалок.
Существует несколько методов конструирования или состав-
ления штанговой колонны — при помощи номограмм, таблиц и
расчетных формул.
Для оперативного подбора колонны штанг можно пользоваться
номограммами Я.А. Грузинова [13] и ТатНИПИнефти [17].
Номограмма Я.А. Грузинова приведена на рис. 7.73. На оси
абсцисс отложены глубины спуска насоса, а на оси ординат —
значения приведенных напряжений. Номограмма состоит из трех
234
истем точек. Первая — совокупность сочетаний диаметров насо-
сов и штанг — вместе с нулевой точкой номограммы позволяет
определить начальные ординаты п.р. Вторая выражает сочетание
чисел качаний п и длин ходов плунжера S и вместе с точкой 2500
позволяет определить углы наклонов графиков к оси абсцисс. Тре-
тья — вспомогательная система для расчета ступенчатых колонн.
Пример. Определить значение приведенного напряжения в
точке подвеса штанг, пользуясь данными, приведенными ниже.
Глубина спуска насоса, м............1000
Диаметр насоса, мм....................44
Число ходов плунжера в минуту.........12
Длина хода устьевого штока, м....... 1,8
Диаметр ступеней колонны, мм:
нижней..............................19
верхней............................22
Длина ступеней колонны, м:
нижней.............................700
верхней...........................300
Решение. Соединяем прямыми линиями начальную точку оси
абсцисс О (см. рис. 7.73) с точкой 19 системы 7, находящейся на
пунктирной линии Р-44, и точку 2500 с точкой (12; 1,8) системы П.
От точки 1000 на оси абсцисс проводим вертикаль вверх до пере-
сечения с линией <9-19 в точке А и из этой точки — прямую,
параллельную линии 2500-1,8 до пересечения в точке С с верти-
калью, проведенной вверх из точки 300 оси абсцисс сгпр = 70 МПа.
По вертикали 300 — С опускаем из точки Сотрезок CD, равный
на высоте точки С отрезку ВБ между осью ординат и вспомога-
тельной переводной линией 0—19—22 системы П1. Через точку D
проводим прямую DB, параллельную линии 2500—12—1,8 до пере-
сечения с осью ординат опр, в точке В. Величина ординаты ОВ и
будет выражать собой значение приведенного напряжения опр, рав-
ного в рассматриваемом примере 63 МПа для первой ступени штанг.
Значение <тпр для второй ступени штанг находим в точке С'
на пересечении прямой СС с ординатой. Оно составляет 70 МПа.
Следовательно, для заданных условий можно принять штан-
ги из стали марки сталь 40 с допускаемым приведенным напря-
жением опр = 70 МПа.
235
Номограмма Я.А. Грузинова, как и другие номограммы, состав-
лена с использованием весьма приближенных формул элементар-
ной теории работы насосной установки, поэтому значения приве-
денных напряжений, определяемые по этой номограмме, существенно
отличаются от фактических. Эта разница возрастает с увеличением
диаметра насоса, глубины его спуска и скорости откачки.
Довольно широкое распространение на нефтяных промыслах
страны получили телицы типовых конструкций колонн насос'
нь& штанг, составленные АзНИПИнефты
7.2.10. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН.
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕИСПРАВНОСТЕЙ
В РАБОТЕ СШНУ. ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЕ
Неисправности СШНУ: немедленно приводящие к отказам
оборудования; прогрессирующие неисправности (приводящие к
отказам в обозримом будущем); не оказывающие существенного
влияния на работу оборудования (табл. 7.20) [21].
Классификация неисправностей
Таблица 7.20
№ Неисправ- ности, немедленно приводящие к отказам Прогрессирующие неисправности Неисправносги, нс оказывающие существенного влияния на работу СШНУ
1 Обрыв штанг Не заполнение цилиндра насоса Нарушение в окраске
2 Прихват плунжера Утечки в приемном клапане Каверны и риски на поверхности оборудования
3 Низкая посадка плунжера Утечки в нагнета- тельном клапане Отсутствие необходимых указателей
4 Высокая посадка плунжера Проскальзывание ремней в клнно- еменной передаче -
5 Влияние газопроявления -
6 Фонтанные проявления
7 - Разбалансировка СК
S - Износ элементов СК -
236
Влияние неисправностей на работу СШНУ
1. Условия эксплуатации1.
Наличие механических примесей.
При работе насоса механические примеси, попадая в зазор
между плунжером и цилиндром, повреждают их рабочие повер-
хности, вызывают утечки, или приводят к заклиниванию плун-
жера в цилиндре.
Коррозионная среда.
При эксплуатации насоса в коррозионной среде износу под-
вержены плунжер, цилиндр, НКТ, штанги. •
2. Выделение газа на приеме насоса.
Присутствие свободного газа на приеме насоса влияет на ве-
личину коэффициента наполнения насоса, а также часто приво-
дит к сухому или полусухому трению между поверхностями плун-
жера и цилиндра.
3. Выход из строя НКТ.
При глубиннонасосной эксплуатации скважины происходит
постепенный износ резьбы, тела НКТ и наружной поверхности
муфты штанги, при поступательном движении колонн штанг в
НКТ в скважинах с большим набором кривизны.
В некоторых случаях трубы подвергаются интенсивности кор-
розии, на их стенках откладывается соль и парафин, истираются
резьбовые соединения и поверхность труб повреждается труб-
ными ключами.
В результате трубы теряют герметичность и прочность, что
приводит к серьезным авариям. Для предотвращения аварий все
трубы перед спуском в скважину проверяются и при необходи-
мости, отбраковываются.
4. Неисправности с насосными штангами.
Насосные штанги при эксплуатации подвергаются перемен-
ным усилиям и в процессе работы возникает момент, когда ра-
бочее напряжение в штангах превышает допустимое приведен-
ное напряжение, происходит разрушение металла и обрыв штанг.
Важную роль в уменьшении предела усталости материала иг-
рает концентрация напряжения в местах крепления пластинча-
тых скребков, механических повреждений штанг (изгиб, цара-
пины, выемки, углубления, риски и т.д.). При коррозионной
Усталости материала штанг в результате электрохимических про-
237
цессов на их поверхности образуются оспины и процесс разру-
шения происходит более интенсивно, тоже самое происходит
при повреждении поверхности штанг, которые появляются в ос-
новном в процессе использования штанг на промыслах(непра-
вильная перевозка, плохие условия хранения, небрежное обра-
щение со штангами в процессе работы). Обрыв штанг происхо-
дит и в результате превышения предела упругости материала
вследствие заклинивания плунжера в цилиндре насоса, искрив-
ления шТанг или заклинивания их в НКТ из-за падения плас-
тинчатых скребков. Искривление штанг может возникнуть в слу-
чае прихвата плунжера насоса при ходе вниз, при ударах плун-
жера о жидкость в искривленных скважинах, а также при ис-
пользовании штанг малого диаметра в НКТ большого диаметра.
Штанги работают удовлетворительно, если значение приведен-
ного напряжения К ~ Vamax-oa не превосходит определенной
величины [17, 18].
Неполадки со штангами происходит также по причине того,
что насосные трубы забиваются парафином, в следствие неисправ-
ности штанговрашателя. Еще одна из причин возникновения не-
исправности в колонне штанг является рассоединение отдельных
участков колонны штанг по причине износа, или неправильной
эксплуатации штанговых муфт, или несоосности СК и скважины.
В заключение следует сказать, что неисправности скважин-
ного оборудования приводят к значительным потерям в добыче
нефти и требуют привлечения больших финансовых ресурсов
для ремонта вышедшего из строя оборудования, а в особо слож-
ных случаях и капитального ремонта скважины.
Неисправности поверхностного оборудования:
Неисправности вызваны, как правило, неуравновешенностью
и динамическим характером эксплуатационных нагрузок.
1. Неисправности в редукторе.
Редуктор является одним из самых ответственных и дорогос-
тоящих узлов СК. Сбой в работе редуктора ведет к простою сква-
жины, снижению коэффициента использования оборудования,
повышению себестоимости добычи нефти.
В свою очередь остановка СК может привести к замерзанию
выкидной линии скважины и к прихвату штанг в НКТ и плун-
жера в цилиндре насоса, что может дополнительно сказаться на
технико-экономических показателях.
238
Существует также ряд неисправностей редуктора, которые не
иводят к аварии одномоментно. К таким неисправностям от-
носится: шум в редукторе, вибрации в редукторе, удары и стуки
оомежуточного вала подшипников, износ шпонки шкива, с
последующим сходом с вала, ослабление крепления редуктора,
протечки масла по валу, отсутствие масла, износ вала, износ
шкива редуктора, выход из строя подшипников на ведомом и
промежуточных валах.
Нельзя допускать утечки масла из редуктора, так как в этом
случае помимо излишнего расхода масла и загрязнения площад-
ки происходит разрушение бетонного фундамента станка-качалки.
На продолжительность работы всех узлов станка-качалки во
время эксплуатации в особенности редуктора существенно вли-
яют уравновешенность станка-качалки.
2. Неисправности, возникающие в клиноременной передаче.
При неправильной установке ремней они быстро изнашива-
ются и рвутся, что увеличивает расход ремней и следовательно,
повышает затраты на эксплуатацию станка-качалки, вызывают
остановку подачи жидкости на поверхность, что может сопро-
вождаться замерзанием выкидной линии скважины, прихватом
плунжера насоса, что в итоге уменьшает объем добычи нефти.
Классификация методов диагностики
На рис. 7.74 представлена классификация методов диагнос-
тики СШНУ.
Эффективность работы одного из самых распространенных
видов оборудования для механизированной добычи нефти —
штанговых скважинных насосных установок -зависит от очень
многих факторов, определяемых как правильным выбором от-
дельных элементов оборудования, так и правильной эксплуата-
цией, обслуживанием и своевременным ремонтом оборудова-
ния. Подбор оборудования СШНУ и режимов ее эксплуатации
определяется геолого-техническими данными скважины.
В тоже время дебит скважины, зависит от величины забойно-
го и пластового давления, давления насыщения, газового фак-
тора, обводненности нефти и некоторых других факторов изме-
няющихся в процессе эксплуатации. Проведение же постоян-
239
Рис. 7.74. Классификация методов диагностики СШНУ
Диагностика по характерным
признакам формы наземной
динамограммы
Диагностика по вторичным
признакам наземной
динамограммы
Сравнение исследуемой
динамограммы с эталоном
Диагностика по характерным
признакам формы
плунжерной динамограммы
Диагностика по вторичным
признакам плунжерной
динамограммы
Сравнение исследуемой
динамограммы с эталоном
замеров и расчетов требуют больших затрат времени и тру-
НЬ1ХЬ)Х ресурсов. С другой стороны, несовершенство современ-
ных групповых замерных установок, не позволяющих достаточ-
точно определить дебит малопродуктивных, скважин также
осложняет работы по повышению эффективности работы штан-
говых установок. Поэтому диагностирование работы СШНУ,
позволяющее оперативно определить параметры работы обору-
дования является необходимым процессом, которому в после-
днее время уделяется все большее внимание как со стороны эк-
сплуатационников, так и со стороны научно-исследовательских
и внедренческих фирм.
Диагностирование работоспособности элементов СШНУ и
определение основных параметров комплекса «скважина —
пласт — оборудование» возможно двумя основными методами.
Прямой замер действительных показателей давления жид-
кости, температуры и состава продукции непосредственно на
приеме скважинного насоса и в других характерных точках сква-
жины и передача этих данных на поверхность по специальным
кабелям. Затем эта информация обрабатывается, анализирует-
ся и согласовывается с информацией, полученной от поверх-
ностных наземных источников, таких, например, как динамо-
метр и расходомер. Информация, полученная таким путем, яв-
ляется наиболее достоверной и полной, но такая система диаг-
ностики является сложной и дорогой, как в монтаже, так и в
эксплуатации. Динамометрирование СШНУ является основным
способом диагностирования работы ШГН, колонны штанг,
насосно-компрессорных труб и СК. Разработанные многими
ученными и инженерами (Eickmeier J.R., Gibbs S.G., Neely А.В..
Patton L.D., Adamache I., Slonneger J.C., Вирновский A.C., Пар-
ный И.А., Белов И.Г., Адонин А.Н., Пирвердян А.М., Касья-
новым В.М. и др.) [20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27] теоретические
обоснования и математические модели процесса добычи нефти
скважинными насосными установками позволяют обрабатывать
динамограммы для их последующего анализа и определения
неисправностей. При помощи динамограмм можно установить
многочисленные параметры работы глубинонасосных устано-
вок, знание которых значительно облегчает как обнаружение
неисправностей.
241
Для динамометрирования у нас в стране и зарубежом исполь-
зуются различные приборы отличающиеся по конструкции и
принципам действия системы.
Рассмотрим некоторые из них.
Наиболее распространенным в мире является гидравличес-
кий геликсный динамометр, устанавливаемый между траверса-
ми канатной подвески станка-качалки. Широкое распростране-
ние данного вида оборудования обусловлено его простотой, опе-
1^тивнь1м получением первичной информации — динамограм-
мы и возможностью здесь же, на месте, определения основных
неисправностей СШНУ или причин недостаточной эффектив-
ности работы установки.
К недостаткам данного вида оборудования относятся низкая
точность и достоверность информации, субъективность в оцен-
ке и расшифровке динамограмм, остановка станка-качалки для
установки динамографа, большие затраты времени и ручного
труда операторов по исследованию скважин, особенно при слож-
ных погодно-климатических условиях, невозможность телеме-
ханизации и телеавтоматизации процесса динамометрирования,
затруднение в сборе и обработке полученной информации с по-
мощью ЭВМ.
В настоящее время в нефтяной промышленности при техни-
ческой диагностике СШНУ широкое распространение получи-
ли микропроцессоры.
Одним из частных видов динамограмм является ваттметрог-
рамма — рис. 7.75 [25].
Под ваттметрограммой (см. рис. 7.75) понимается график из-
менения электрической мощности, потребляемой электропри-
водом станка-качалки за цикл качания. Циклические ваттмет-
рограммы электропривода станка-качалки несут информацию
как о глубинной части насоса, так и о наземной. Метод контро-
ля по ваттметрограммам основан на сравнении формы кривой,
снятой на данной скважине при нормальном режиме ее работы
(при первоначальном запуске, после проведения ремонта, при
условии, что ее параметры, такие как число качаний, длина хода
плунжера насоса, положение уравновешивающих грузов в пери-
од после снятия исходной ваттметрограммы не менялись).
Еще одним направлением определения работоспособности
машин и механизмов является вибродиагностика [23].
242
Рис. 7.75. Теоретическая ватгметрограмма нормальной работы СШНУ
р _ максимальная мощность при нагрузке от веса половины столба
жидкости в трубах и силы трения подземном оборудовании; Ра — макси-
мальная мощность при нагрузке от веса уравновешенного груза и силы
трения в подземном оборудовании; Рхх — мощность холостого хода элек-
тропривода станка-качалки; АЕ — ход устьевого штока вверх; ЕВ — ход
устьевого штока вниз; АД — расстояние штанг плюс сокращение штанг;
ЕМ— расстояние труб плюс сокращение штанг; ДЕ— ход плунжера вверх;
МВ — ход плунжера вниз
Теоретические и экспериментальные исследования показы-
вают, что по характеристикам вибрации можно получить до-
вольно обширную информацию о состоянии механизма. Разра-
ботаны различные методики анализа характеристик и соотнесе-
ние их с конкретными взаимодействующими рабочими парами.
Рассмотрим например работу опорного подшипника. В новом
подшипнике при малом зазоре частота колебаний низкая, амп-
литуда колебаний мала. По мере износа подшипника растут ча-
стота и амплитуда колебаний, что может служить диагностиру-
ющим фактором. Таким образом, с помощью аналитических за-
висимостей можно установить характер изменений параметров
вибрации в процессе износ машин. К преимуществу вибродиаг-
ностики можно отнести определение неисправного узла в слож-
ной системе диагностики. Одним из недостатков вибродиагнос-
243
тики является выбор места расположения датчика, так как в раз-
личные точки корпуса редуктора сигналы от различных соуда-
ряющихся кинематических пар могут приходить в различных
фазах и изменять общий уровень сигнала.
Динамограмма снимаемая на поверхности всегда имеет иска-
жение от сил трения, упругости колонны штанг, упругости ко-
лонны штанг и т.д. Поэтому поверхностные динамограммы по-
лезно сра^ниватЕ^^йунжерной скважинной динамограммой.
Ткважинны^’длунжерные динамограммы получают с помо-
щью глубинного динамографа. Рассмотрим конструкцию глу-
бинного гидравлического динамографа ДГТ-1С-360Г [21].
Глубинный динамограф (рис. 7.76) состоит из двух частей:
гидравлического датчика усилий и записывающего устройства.
Гидравлический датчик усилий расположен в нижней части ди-
намографа и состоит из цилиндрической серьги /, цилиндра 6,
пальцев 4 и 5, переводника 7 и уплотнительных колец 11. Ци-
линдрическая серьга в нижней части имеет муфту для соедине-
ния динамографа со штангой, а верхней части окна для пальцев
4 и 5. исключения возможности его перекоса в процессе работы.
Поршень 3 служит для преобразования усилия сжатия, действу-
ющих в штанговой колонне, в давление масла в полости М. Длина
поршня 3 выбрана с учетом выполнения в нем окна для пальцев
4 и 5 и исключения возможности его перекоса в процессе рабо-
ты. В теле цилиндра имеются окна 10, через которые серьга со-
единена с поршнем при помощи пальцев 4 и 5. Длина окна 10
выбрана из расчета обеспечения движения пальцев 4 и 5 на дли-
ну рабочего хода поршня 3 с некоторым запасом хода для ком-
пенсации объемных изменений масла в полости М от нагрева
или утечек в условиях скважин. Фиксация верхнего пальца от-
носительно нижнего осуществляется при помощи установочно-
го винта 14. С обоих концов цилиндра 6 выполнены резьбы для
соединения датчика усилий с переводником 7 и для закрытия
заглушкой 2. Переводник 7 служит для соединения датчика уси-
лий с записывающим устройством динамографа. Полость М
цилиндра 6, заключенная между переводником 7и верхним тор-
цом поршня 3, служит рабочей камерой датчика усилий и за-
полняется машинным маслом. Продольное отверстие К в пере-
воднике выполняет функцию гидравлического канала связи ка-
меры с рабочей камерой М. Полость цилиндра 6, ограниченная
244
Рис. 7.76. Динамограф глубинный гидравлический ДГТ-1С-360Г
нижним торцом поршня 3 и заглушкой 2, образует воздушную
камеру, благодаря чему торец поршня изолирован от окружаю-
щей Среды. В качестве записывающего устройства динамографа
применяются глубинные манометры типа МГГ или МГП. За-
писывающая часть заключена в корпусе который имеет резьбу
Для присоединения снизу к переводнику 7 и вверху к полумуфте 9,
предназначенной для присоединения динамографа со штанго-
245
вой колонной. Сжимающие усилия, действующие на низ штан-
говой колонны в месте установки динамографа, передаются че-
рез цилиндрическую серьгу 7, пальцы 4 и 5 поршню 3, который,
перемещаясь вверх, сжимает масло в рабочей камере М. Изме-
нение давления масла в рабочей камере М передается через гид-
равлический канал связи К в камеру, где размещен сильфон 1з
геликсного манометрами преобразующий механизм увлекает перо,
котдрое реЫтстрируетдавление на фольге. Перемещение каретки
с фольгой осуществляется часовым механизмом типа 270 4П-Б.
Глубинная динамограмма получаемая с помощью ДГТ-2С-
360Г является наиболее достоверной и полной о рабочем состо-
янии глубинного насоса, но такая система диагностики является
сложной и дорогой, как в монтаже, так и в эксплуатации. Ос-
новной недостаток данного устройства заключается в том, что
для получения динамограммы необходимо произвести спуско-
подъем оборудования.
На промыслах наиболее распространен переносной гидрав-
лический динамограф ГДМ-3 Рис. 7.77, технические характери-
стики которого приведены ниже.
Верхний предел измерения усилий, кН ................100
Погрешность измерения усилий, %.......................1
Верхний предел измерения перемещения, м.............3,3
Погрешность измерения перемещения, %..................2
Число масштабов измерения усилий......................3
Число масштабов (1:15, 1:30, 1:45) измерения перемещения.3
Размер поля динамограммы, мм......................50x75
Размер диаграммной ленты, мм................... 1000x85
Габаритные размеры прибора в футляре, мм..... 320x350x120
Масса прибора с футляром, кг..........................8
Масса прибора без футляра, кг.........................5
Динамограф состоит из силоизмерительного устройства и са-
мописца с ходоуменыпителем, смонтированных в одном блоке.
В силоизмерительное устройство входят два рычага-вилки и гид-
равлическая мессдоза (трансформатор давления), которая встро-
ена в верхний рычаг и представляет собой полость, заполнен-
ную жидкостью и перекрытую мембраной из тонкой листовой
246
Рис. 7.77. Гидравлический динамограф ДГ-3
7 — стрелка с пером; 2 — корпус самописца; 3 — геликоидальная мано-
метрическая пружина; 4 — возвратная пружина ходоуменьшителя; 5 —
винт ходоуменьшителя; 6 — столик; 7 — ведомый ролик; 8 — капилляр-
ная трубка; 9 — верхняя траверса; 10 — силоизмерительиое устройство;
77 — верхняя штанга (устьевой шток); 12 — нижняя траверса канатной
подвески; 13 — шнур; 14 — направляющий ролик; 15 — сменный мерный
шкив; 16 — ведущий ролик
латуни. К нижней стороне мембраны прилегает поршень, кото-
рый передает на нее усилия, возникающие при работе динамог-
рафа, и создает в полости мессдозы давление жидкости, пропор-
циональное приложенному усилию [27, 21].
247
Рычаги силоизмерительного устройства /0 вставляются меж
ду траверсами канатной подвески так, что вся нагрузка, воспри-|
нимаемая верхней траверсой 9, передается через них на ниж-
нюю 12. При этом верхний рычаг опирается на нижний в двух
точках: через стальной шарик, установленный на поршне мес-
сдозы и через цилиндрический ролик, который закладывается ч
поперечные канавки на противоположной стороне рычаго)
Переставляя этотп^лик из одних канавок в другие, можно изме
нятъ масштаб^вЖрения усилий (40, 80, 100 кН).
Корпус сайШисца 2 укреплен при помощи кронштейна н
верхнем рычаге силоизмерительного устройства. В верхней час-
ти самописца расположена геликоидальная манометрическая
пружина 3, на оси которой закреплена стрелка с пером 1. По
лость пружины сообщается с полостью мессдозы капиллярно,
трубкой 8.
Изменение давления жидкости в гидравлической системе}
мессдозы — капилляр — геликоидальная пружина вызывает по-
ворот стрелки с пером на угол, пропорциональный нагрузке в
точке подвеса штанг.
Конец пера касается цилиндрической поверхности столика б,
по краям которого размещены ведущий 16 и ведомый 7 ролики
с диаграммной бумажной лентой. Столик, в свою очередь, зак-
реплен на каретке, которая перемещается по вертикальным на-
правляющим при помощи ходоуменьшителя, повторяя в задан-
ном масштабе возвратно-поступательное движение точки под-
веса штанг.
Механизм ходоуменьшителя состоит из ходового винта 5,
ходовой гайки, неподвижно закрепленной на каретке, возврат-
ной пружины 4 и сменного мерного шкива 15. На мерный шкив
намотан шнур, свободный конец которого проходит через на-
правляющий ролик 14 я укрепляется на устье скважины.
Во время движения динамографа вместе с канатной подвес-
кой вверх разматывающийся шнур вращает шкив и ходовой винт,
при этом каретка со столиком передвигается в верхнее положе-
ние, а возвратная пружина взводится. При ходе подвески вниз
возвратная пружина, вращая ходовой винт в обратную сторону,
перемещает каретку в крайнее нижнее положение.
Перемещение каретки можно менять, устанавливая мерные
шкивы различного диаметра. Динамограф комплектуется двумя
248
шкивами, которые обеспечивают масштабы измерения переме-
щений 1:30, 1: 45. Изменение перемещения в масштабе 1:15 обес-
печивается мерным шкивом, постоянно соединенным с ходо-
вым винтом. Выбор того или иного масштаба определяется дли-
ной хода устьевого штока: при длине хода до 1,2 м применяется
масштаб измерения 1:15, до 2,1 м — 1:30 и до 3,5 м — 1:45.
Самописец динамографа снабжен также специальным уст-
ройством для перемещения диаграммной ленты без остановки
станка-качалки. ,,
Технология динамографирования. Перед динамографировани-
ем тарированный прибор ДГ-3 подготавливается к работе:
— прибор заправляется диаграммной лентой;
— перо заправляется чернилами;
— проверяется нулевое положение пера;
— прочерчивается нулевая линия.
При подготовке динамографа к работе опорные ролики уста-
навливаются в зависимости от длины хода и нагрузки. Если на-
грузка не известна, их следует установить сначала на наиболь-
шую нагрузку, чтобы не перегрузить силоизмерительную часть
прибора.
В зависимости от типа канатной подвески монтаж динамог-
рафа производится следующим образом.
При наличии канатной подвески типа ПКН: станок-качалка
останавливается в крайнем нижнем положении; траверса под-
вески разводится при помощи имеющихся на ней двух подъем-
ных винтов; в образовавшееся окно вводится силоизмеритель-
ная часть прибора, которая должна быть установлена центрич-
но; после этого верхняя траверса плавно опускается на рычаги
силоизмерительного устройства и станок-качалка пускается в
работу.
На канатной подвеске типа ПСШ: станок-качалка останав-
ливается в нижнем положении, не доходящем до крайнего на
20—25 см; на крышку головки устьевого сальника устанавлива-
ется штангодержатель, обхватывающий устьевой шток. К конст-
рукции штангодержателя предъявляются следующие требования:
он должен надежно удерживать шток и не портить его поверх-
ность. После монтажа штангодержателя станок-качалку пуска-
ют в работу на время, необходимое для разводки траверсы ка-
натной подвески.
249
Разводка происходит за счет того, что штангодержатель упи-
рается в крышку головки устьевого сальника и удерживает в
неподвижном состоянии устьевой шток вместе с верхней травер-
сой, а нижняя траверса с канатом движется относительно штока.
В образовавшееся окно вводится силоизмерительная часть
динамографа, станок-качалка растормаживается и нижняя тра-
верса плавно возвращается в исходное положение. Далее ста-
нок-качалка останавливается для демонтажа штангодержателя,
а затем запускается в 'работу.
После монтаж^ динамографа в канатной подвеске следует вруч-
ную прочертить линию веса штанг. Для этого станок-качалка ос-
танавливается в крайнем нижнем положении, когда его балансир
не перешел нижнюю мертвую точку. Отметив линию веса штанг,
перо поднимается со столика с бумагой и СК запускается в рабо-
ту. На ходу, в течение первых нескольких качаний, регулируется
ход столика динамографа таким образом, чтобы при крайнем вер-
хнем положении балансира храповик ведущего ролика не доходил
на несколько миллиметров до его шестерни. После этого свобод-
ный конец приводного шнура закрепляется на устье скважины
так, чтобы обеспечивалась параллельность с устьевым штоком.
Динамограмма записывается в результате опускания пера при
помощи арретира на столик динамографа. Динамограмму следу-
ет записывать после выхода скважины на прежний режим, из-
менение которого было связано с предыдущей остановкой для
монтажа прибора в канатной подвеске.
После записи динамограммы прочерчивается линия суммар-
ного веса штанг и жидкости. Для этого СК останавливается в
крайнем верхнем положении, когда балансир не перешел верх-
нюю мертвую точку.
Необходимо, не запуская скважины, эту линию прочертить
через 5—7 мин повторно, чтобы установить, наличие утечек.
После снятия динамограммы прибор демонтируется, опреде-
ляется число полных качаний станка-качалки и оформляется ди-
намограмма.
При оформлении динамограммы должны быть зафиксированы
следующие данные: дата динамографирования, номер скважины,
номер динамографа, положение ролика между силоизмерительны-
ми рычагами, тип станка-качалки, длина хода устьевого штока, чис-
ло качаний балансира в минуту, масштаб измерения перемещения.
250
Рис. 7.78. Теоретическая (J) и фактическая (2) динамограммы
Теоретическая динамограмма. Простейшая теоретическая ди-
намограмма нормальной работы штангового насоса имеет форму
параллелограмма (см. рис. 7.78). Она строится для условий, когда
насос исправен и герметичен, цилиндр насоса заполнен несжи-
маемой жидкостью, погружение насоса под динамический уро-
вень равно нулю, в насосной установке не возникают динамичес-
кие нагрузки, коэффициент наполнения насоса равен единице.
Процесс восприятия нагрузок штангами изображается наклон-
ной линией АБ. Отрезок Б, Б соответствует в масштабе переме-
щений сумме деформаций штанг и труб. Прямая БВ, параллель-
ная оси абсцисс, отвечает максимальной статической нагрузке у
точки подвеса за ход вверх.
Процесс разгрузки штанг в условиях полного заполнения
цилиндра несжимаемой жидкостью протекает аналогично про-
цессу восприятия нагрузки и изображается линией ВГ, парал-
лельной АБ. Дальнейшему движению устьевого штока вниз при
постоянной нагрузке, равной весу штанг в жидкости минус силы
трения, соответствует прямая ГА.
Действительная динамограмма работы штангового насоса отли-
чается от теоретической в основном из-за влияния сил инерции и
колебательных процессов в колонне штанг. Вследствие влияния
сил инерции динамограмма оказывается повернутой на некоторый
угол по часовой стрелке, а продольные колебания в колонне штанг
вызывают волнообразное изменение нагрузки на устьевой шток.
Для полного и правильного чтения динамограммы необходи-
мо выявить все факторы, влияющие на работу насоса. Для этого
на основе практической динамограммы производят расчет эле-
251
ментов и построение теоретической динамограммы и их совме-
щение. Этот процесс называется обработкой динамограммы.
Построение теоретической динамограммы выполняется сле-
дующим образом (см. рис. 7.78).
Измерение нагрузки в точке подвеса штанг производится по
вертикали, проведенной перпендикулярно к нулевой линии ди-
намограммы, которая прочерчивается перед монтажом динамог-
рафа на канатной дедвеске.
Щагрузка Т^^еделяется по формуле
Р - Lp, (7.98)
где L — расстояние по вертикали от нулевой линии до точки, где
измеряется нагрузка, мм; р — масштаб усилий динамографа, кг/мм.
Масштабом усилий называется величина нагрузки на устье-
вой шток, вызывающей отклонение пера самописца по вертика-
ли на 1 мм. Масштаб усилий можно найти и после динамомет-
рирования из выражения
Р = P'JLa , (7.99)
где £0 — расстояние от нулевой линии до линии веса штанг, мм.
Для точного определения масштаба усилий динамограф сле-
дует периодически тарировать. Тарировку можно производить
на универсальной тарировочной машине или гидравлическим
прессом для всех трех масштабов измерения усилий.
Перемещения по динамограмме измеряются по горизонтали
как расстояния между перпендикулярами, проведенными к ну-
левой линии через заданные точки динамограммы. Для измере-
ния фактического перемещения необходимо знать масштаб пе-
ремещений т, представляющий собой отношение длины хода
устьевого штока 5к длине динамограммы / (линия АГ, или Б,В),
m = S/l. (7.100)
Для построения расчетной динамограммы необходимо под-
считать статическую нагрузку, вес колонны штанг и деформа-
цию труб и штанг. Статическая нагрузка определяется по фор-
муле
252
р = р + р ,
ст ж Ш ’
где — вес жидкости над плунжером насоса;
" рт g 10’,
(7.101)
(7.102)
где F — площадь сечения, плунжера, м2; // — динамический
уровень жидкости, м; рт — плотность жидкости в подъемных
трубах, кг/м3; Р'. — вес колонны штанг в жидкости;
д ” Р: = АРШ, (7.103)
где А = (рш - Рт)/Р,„,
Лп^+^+^з- (7.104)
Для нанесения линии веса штанг на динамограмму (см. рис. 7.78)
определяется ее удаление от нулевой линии из выражения
L^P'JP- (7.Ю5)
Отложив величину £она перпендикулярах, проводят линию АГ,.
Расстояние линии статической нагрузки от нулевой линии
подсчитывается по формуле
£ct = PJp. (7.106)
Отложив £ст на вертикальной оси динамограммы, проводят
горизонтальную линию Б;В.
Линия восприятия нагрузки АБ находится отложением на
линии BjB величины деформации труб и штанг в масштабе.
Деформация труб и штанг определяется по формуле.
\ + 1\ Ln (1//ш + 1//т)/2,1-103 . (7.107)1
Величина отрезка, соответствующего значению деформации
труб и штанг, составляет
Б,Б=Х/т. (7.108)
253
Отложив на линии веса штанг линию Г{Г = и соединив
точки А, Б, Г и В, определяют линию восприятия нагрузки АБ и
линию снятия нагрузки ВГ.
На динамограмме линия Б,В представляет собой длину хода
устьевого штока S, линия БВ — длину хода плунжера SM, а ли-
ния АГ — полезный или эффективный ход плунжера 5эф. Из-за
неполного заполнения цилиндра жидкостью линии БВ и АГ на
практических динамограммах могут быть не равными. Исполь-
зуя соотношения’'этих величин в масштабе, можно определить
коэффициенты поХачи т| и наполнения насоса Р [21, 27, 28].
П = 5эф/5= АГ/Б^; (7.109)
3 = 5.ф/^ = АГ/БВ. (7.110)
Практические динамограммы. В зависимости от параметров
штанговой насосной установки практические динамограммы
нормальной работы насоса имеют весьма разнообразные очер-
тания (рис. 7.79).
На форму динамограммы существенно влияют глубина спус-
ка насоса, число качаний балансира, наличие свободного газа в
цилиндре насоса, неисправность клапанных узлов и т.д.
Так, с увеличением глубины спуска насоса увеличивается
высота линии нагрузки при ходе вниз по отношению к нулевой
линии, возрастает нагрузка от веса жидкости при сохранении
отношения веса штанг к весу жидкости, на динамограмме укла-
дывается меньшее число полуволн колебаний нагрузки.
С увеличением числа качаний на динамограмме появляются
затухающие волнообразные изменения нагрузки при ходе плун-
жера вверх и вниз.
При наличии утечки жидкости в нагнетательной части насо-
са (см. рис. 7.79, динамограммы 4, 5) процесс восприятия на-
грузки изображается линией, имеющей меньший угол наклона к
горизонтали, чем линия восприятия нагрузки при нормальной
работе насоса; правый верхний угол динамограммы закруглен;
линия снятия нагрузки идет более круто и угол, образуемый ею
и нулевой линией, имеет больший наклон.
Характерные особенности динамограммы насоса, имеющего
утечки в приемной части, следующие см. рис. 7.79, динамограм-
254
1 2 3 4 5 6
' ~7 8 9 10 11 12
12 14 15 16 17 18
19 20 21 22 23 24
25 26 27 28 29 30
31 32 33 34 35 36
Рис. 7.79. Практические динамограммы работы штангового насоса
1—3 — нормальная работа насоса; 4, 5— утечки в нагнетательной части насоса;
6 — не работает нагнетательная часть насоса; 7 — утечки в приемной части
насоса; 8 — не работает приемная часть насоса; 9, 10— одновременные утечки в
приемной я нагнетательной части насоса; //, 13 — влияние газа на работу насо-
са; 12 — срыв подачи насоса газом; /4 — влияние газа и утечки в приемной части
насоса; 15 — влияние газа и утечки в нагнетательной части насоса; 16— влияние
газа и запаздывание посадки нагнетательного клапана; 17 — запаздывание по-
садки всасывающего клапана; 18 — запаздывание посадки нагнетательного кла-
пана; 19 —запаздывание посадки всасывающего и нагнетательного клапанов;
20— фонтанные проявления; 21 — обрыв (отворот) штанг; 22— обрыв (отворот)
штанг у плунжера; 23 — удар штанг при ходе вниз; 24 — удар штанг при ходе
вверх; 25 — низкая посадка плунжера; 26 — пропуск жидкости в конце хода
плунжера вверх; 27— сработка плунжерной пары; 28 — всасывающий я нагнета-
тельный клапан забиты грязью; 29-----низкая посадка плунжера, загрязнение
клапанов; 30 — заедание плунжера в нижней части насоса; 31 — заклинивание
плунжера во вставном насосе; 32 — заклинивание плунжера в невставном насо-
се; 33 — заклинивание плунжера в средней части насоса; 34 — высокая посадка
плунжера; 35 — утечки в трубах; 36 — полный выход плунжера из цилиндра
насоса причем с ростом числа качаний увеличивается их амплитуда, а число
полуволн уменьшается
255
ма 7: процесс снятия нагрузки изображается линией, угол на-
клона которой к нулевой меньше, чем у линии снятия нагрузки
при нормальной работе насоса; левый нижний угол динамог-
раммы закруглен; линия восприятия нагрузки идет более круто
и угол между ней и нулевой линией имеет больший наклон.
Если насосная установка имеет одновременные утечки в при-
емной и нагнетательной частях, то динамограмма имеет закруг-
ление левого нижнего и правого верхнего углов (см. рис. 7.79,
дйнамограммы
Утечка жйдкбСгги из НКТ не придает динамограмме каких-
либо специфических очертаний. Однако при помощи динамогра-
фирования можно установить ее наличие. Для этого при останов-
ленном СК несколько раз прочерчивают линию максимальной
нагрузки в течение 10—15 мин. Если эта линия при повторной
записи не совпадает с первой, то имеют место утечки через НКТ.
Динамограммы работы штангового насоса при откачке жидкости
с газом имеют следующие характерные очертания (см. рис. 7.79,
динамограммы 11—13): линия снятия нагрузки представляет со-
бой кривую с той или иной кривизной, выпуклость которой об-
ращена влево вверх; процесс снятия нагрузки протекает замед-
ленно, вследствие чего открытие нагнетательного клапана про-
исходит позже, чем при нормальной работе; левый нижний и
правый верхний углы динамограммы острые; линии снятия и
восприятия нагрузки параллельны.
При низкой посадке плунжера снижение нагрузки и последу-
ющий набор этой нагрузки на динамограмме записывают по-
разному. Если удар нерезкий, нагрузка снижается плавно, по-
садка плунжера записывается в виде петли в нижнем левом углу
динамограммы (см. рис. 7.79, динамограмма 25). Линия воспри-
ятия нагрузки отодвигается вправо от своего нормального поло-
жения. Петля удара всегда располагается ниже линии веса штанг
При ударах плунжера полезная длина его хода уменьшается н;
длину горизонтальной проекции петли.
При высокой посадке плунжера динамограмма имеет петлю :
верхнем правом углу (см. рис. 7.79, динамограмма 34). Часп
петля располагается выше линии статической нагрузки.
Обрыв (отворот) штанг записывается на динамограмме в вид
узкой горизонтальной замкнутой линии. Динамограмма совпадав
с линией веса штанг, если обрыв произошел у самого плунжера
256
(см рис- 7.79, динамограмма 22. Чем выше глубина обрыва (отво-
пота), тем меньше вес оставшейся части колонны штанг и тем
ниже линии веса штанг располагается динамограмма (см. рис. 7.79,
динамограмма 21).
В настоящее время в нефтяной промышленности при техни-
ческой диагностике ШСНУ широкое распространение получи-
ли микропроцессоры.
Существует множество видов оборудования для диагности-
ки и контроля за работой ШСНУ на базе микропроцессорных
систем.
Так, например, фирма «АТК» (г. Пермь) |21 ] предлагает сис-
тему, состоящую из стандартного геликсного динамографа, дат-
чика давления и перемещения, который соединен со вторичны-
ми приборами, предназначенными для хранения и первичной
обработки информации, а также для передачи этой информации
в ЭВМ для обработки и анализа полученных данных. Фирма
поставляет также программное обеспечение, позволяющее оп-
ределить до 14 параметров системы «пласт — скважина — уста-
новка», такие как: динамический уровень, дебит скважины, на-
грузка в точке подвеса колонны штанг, коэффициенты подачи и
наполнения насоса и некоторые другие. Однако при всех своих
достоинствах этот способ динамометрирования имеет свои не-
достатки. К ним в первую очередь относиться необходимость
остановки станка-качалки для монтажа динамографа, подвеска
полированного штока на специальном зажиме, ручной монтаж
и демонтаж динамографа между траверсами канатной подвески
станка-качалки, невозможность телемеханизации процесса ди-
намомстрирования.
Подобное оборудование используется фирмой Dvnapump
(США) [21]. В этой системе геликсный динамограф заменен на
электронные датчики давления, а персональный компьютер мак-
симально приближен к скважине для оперативной обработки и
анализа информации, а также выдача рекомендации по даль-
нейшей эксплуатации данной скважины. Система в целом мо-
бильна и имеет ряд преимуществ перед ранее известными.
К недостатком этой системы относится невозможность те-
лемеханизации процесса диагностирования. Система фирмы
«Dynapump» является усовершенствованной моделью систе-
257
мы фирмы «Nabra Corp» (США), которая была создана ранее
для фирмы «Shell» (США). Как уже было отмечено, одним из
основных недостатков всех рассмотренных систем диагности-
ки работоспособности 'ШС'НУ является невозможность теле-
механизации процесса диагностики. Этого недостатка лише-
ны системы, разработанные фирмами «Mobil Oil Со» (США)
«DELTA-Х» (США), «Baker САС» (США) [21, 30]. Система ди-
агностики включает датчик нагрузки на колонне штанг, систе-
му cjjopa данных й'каналы от конечных устройств к ЭВМ. Си-
стема состоит из'центрального, обрабатывающего информацию,
комплекса и полевых компьютеров, обслуживающих группы
скважин.
Оценка технического состояния ШСНУ проводится по ре-
зультатам последовательных замеров определенных параметров
работы. Система применяется не только для диагностики, но и
для оптимизации режима работы установок, анализа нагружен-
ности колонны насосных штанг, работы станка-качалки и его
уравновешенности.
Другая система диагностирования ШСНУ разработана фран-
цузкой фирмой «CIMSA» [21, 30] на базе микрокомпьютера
«SYSTEP» и состоит из трех главных частей:
— локальная система отбора и обработки данных;
— центральная (диспетчерская) система;
— система связи.
Локальная система сбора данных выполняет следующие опе-
рации:
— снятие и хранение динамограмм;
— связь с диспетчерской.
Локальная система не проводит диагностику, она передает
следующие данные в центральную:
— полную динамограмму скважины;
— технологический номер скважины;
— минимальные и максимальные значения нагрузки.
Диагностика скважины в центральной диспетчерской проис-
ходит на ЭВМ с участием оператора. Преимущество системы ,Д
том, что она позволяет управлять как одной скважиной, так и
группами скважин.
Данная система включает в себя первичные датчики усилия,
размещенные на траверсах канатной подвески СК, и углового
258
перемещения, размещенного в подшипнике опоры балансира СК.
Отличительной особенностью данной системы от предшествую-
щих является постоянный контроль и анализ основных пара-
метров работы системы «пласт — скважина — оборудование» с
помошью ЭВМ.
Система фирмы BAKER(CLUA) типа ROD PUMP
CONTRROLLER MODEL 8500 [21] предназначена только для
наблюдения предельных величин нагрузки и состояния обору-
дования включено (отключено).
К преимуществу данной системы можно отнести:
— снижение эксплуатационных расходов;
— простота в эксплуатации;
— экономия электроэнергии.
Американская фирма «Technical Oil Tool Corporation» (TOTCO)
[38] выпускает автоматические системы контрольно-измеритель-
ной аппаратуры для нефтегазодобывающих установок. Новая
система «Datakc» для контроля, измерения и управления добы-
чей, а также для сбора и обработки данных, о работе промысло-
вой установки состоит из полевой станции, системы связи и
центральной станции сбора и обработки данных. Полевая стан-
ция включает в себя дистанционный терминал, представляю-
щий собой микрокомпьютер, который выполняет операции кон-
троля, измерения, связи и управления на месте промысловой
установки. На терминал поступает сигнал с аналоговых, диск-
ретных и частотных датчиков, доступные для обслуживающего
персонала на месте установки, ежедневно автоматически или
при поступлении соответствующей команды передаются на цен-
тральную станцию обработки данных.
КОМПАНИЯ «ЭХОМЕТР» (США) [21, 30] предлагает комп-
лексную систему исследования работы скважин SPE-24060. Для
количественного динамометрического анализа необходимы дан-
ные высокой степени точности, для получения которых требует-
ся использование калиброванного датчика.
Отслеживание движения полированного штока может осуще-
ствляться несколькими способами. Традиционно, положение
полированного штока регистрируется вращательно-перемешаю-
Шймся датчиком. Преимущество этой системы состоит в высо-
кой скорости обработки данных компьютером и чувствительно-
сти к ускорению датчика нагрузки.
259
Последнее возможно благодаря использованию очень ком-
пактного акселерометра на интегральной схеме, который встро-
ен в элемент измерения нагрузки. Таким образом необходим
только один кабель для соединения компьютера и датчика на-
грузки/ускорения.
Скорость движения полированного штока определяется пу-
тем интегрирования сигнала ускорения, а повторное интегриро-
вания Дает зн$ч£нйе положения полированного штока как фун-
кции врем^ь®'системе используется датчик нагрузки на по-
лированном нггоке (ДПШ) для быстрого и легкого получения
динамометрических показателей. Датчик устанавливается и об-
служивается одним оператором. С помощью зажима датчик кре-
пится к полированному штоку и фиксирует необходимые для
динамометрирования значения положения и нагрузки. В прибо-
ре используется чувствительный измеритель нагрузки напряже-
ния для получения информации о нагрузке и акселерометр для
получения информации о положении.
Американская корпорация «Дельта-Х» предлагает систему
DDI-01, представляющую собой динамометрический анало-
говый интерфейс данных, который подсоединяется к любому
IBM-совместимому компьютеру. Система принимает анало-
говые сигналы отдатчиков нагрузки, положения и тока и пре-
образует их для компьютера. Датчик нагрузки имеет подково-
образную форму, датчик тока двигателя относится к типу хо-
мутовых [21, 30].
В последнее время большое количество российских фирм
занимается разработкой и внедрением систем диагностики ра-
боты скважинных штанговых насосов. Среди них необходимо
отметить систему диагностики насосных установок СДНУ-ЗМ
(разработчик — РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), аппар-
тно-программный комплекс динамометрирования скважин
«Квантор» (г. Набережные Челны), электронный динамограф
MS-117 (фирма Маркетинг-Сервис, г. Набережные Челны),
динамограф СИДДОС (фирма «СИАМ» г. Томск), комплекс
диагностики скважин «КДС-П» (ПермНИПИнефть, г. Пермь),
комплекс диагностики станков-качалок «Омега» (АОЗТ «Вол-
жское конструкторское бюро», г. Самара) и другие. Практи-
чески все они основаны на анализе динамограмм, которые сни-
маются с помощью тензометрических датчиков нагрузки и дат-
260
1иков перемещения головки балансира или полированного што-
ка Также, как в ранее рассмотренных системах («Дельта-Х»,
<<эх0МЕТР», Dynapump), датчики нагрузки могут быть на-
кладными (на полированный шток) или встраиваемые в канат-
ную подвеску станка-качалки. Полученные в результате заме-
ров динамограммы передаются на компьютеры по физическим
линиям (проводные системы) или по системам радиосвязи.
В некоторых конструкциях фирмы «Микон» (г. Набережные
Челны) и фирмы «СИАМ» (г. Томск) микроЭВМ встроена в
прибор, совмещенный с датчиком нагрузки. В этом случае мик-
роЭВМ оснащена и датчиком акселерометром, заменяющим
датчик перемещения полированного штока. Обработка дина-
мограммы проводится компьютером по заданной программе,
которая в основном повторяет методику, представленную в
настоящем разделе книги. Кроме динамограмм указанные си-
стемы могут проводить замеры ваттметрограмм для определе-
ния уравновешенности станка-качалки. Некоторые из совре-
менных систем диагностики пытаются воссоздать принципы,
заложенные в СДНУ-ЗМ в начале 90-х годов XX века: тести-
рование клапанов скважинного штангового насоса, определе-
ние негерметичных интервалов колонны НКТ, использование
системы для точного определения действительного дебита на-
сосной установки, построение плунжерной динамограммы с
определением нагрузок в штанговой колонне в любом ее се-
чении (рис. 7.80, 7.8 Г).
Кроме отсутствия субъективного подхода к анализу динамог-
рамм и ваттметрограмм, электронные системы диагностики име-
ют важное преимущество, заключающееся в сохранении всех
данных по исследованию скважин в хронологическом порядке.
Это позволило создавать базы данных на нефтедобывающих пред-
приятиях, которые используются для отслеживания правильно-
сти разработки месторождения и движения нефтепромыслового
оборудования.
261
График движения
Динамограмма:4'йу:Лолуцикл
Ртах- 22.7 кН
Pmin= 13.8 кН
Ггр.вв.=О.в кН
Гтр.вн.-О.б кН
Оад- 21.3 т*3/сут
Qp= 15.3 тА3/сут
Расчетные величины
Рэаб= 14.05 МПа
Рпр- 3.59 МПа
Р'шт= 16.8 кН
Ржид- 2.7 кН
КПД= 71.8%
Клрод— 1.1 тА3/МПа*сут
Сигма:
щах- 59.7 МПа
rain= 36.4 МПа
пр= 26.3 МПа
Ьр нас= 1119 го
Ьрек— 1006 m
Диагноз
Влияние газа на приеме насоса.
Рекомендуемая глубина спуска насоса — 1006 м
Рис. 7.80. Рапорт диагностики состояния СШНУ, полученный с помощью
системы диагностики СДНУ-Зм и программного обеспечения «Диагност»
Рис. 7.81. Рапорт диагностики состояния СШНУ, полученный с помощью
системы диагностики СДНУ-Зм и программного обеспечения «Качалка»
7.2,11. СКВАЖИННЫЕ ШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ-
ОСНОВНЫЕ ВИДЫ И ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
Скважинный штанговый насос представляет собой одноплун-
жерный насос с длинным цилиндром, шариковыми клапанами
и длинным^прохдд^М плунжером (рис. 7.82). При ходе плун-
жераи-вверх он в^д^таёт жидкость, находящуюся между стен-
ками цилиндра и штангами, а в полость под плунжером посту-
пает жидкость из скважины. При ходе вниз насос нагнетает (вы-
жимает) объем жидкости, равный объему опускающегося в ци-
линдр штока, т.е. это на-
сос дифференциального
действия.
По конструкции насо-
сы бывают с щелевым уп-
лотнением зазора между
металлическим плунже-
ром и цилиндром и с уп-
ругим уплотнением этого
зазора — с неметалличес-
кой рабочей поверхнос-
тью плунжера или со спе-
циальными поршневыми
кольцами. Скважинные
штанговые насосы делят-
ся на трубные и вставные.
У первых цилиндр в сква-
жину спускается на тру-
Рис. 7.82. Конструктивные
схемы невставных (трубных)
насосов:
/ — шток клапана; 2 — муфты;
3 — втулки; 4 — кожух; 5 —
плунжер; 6 — нагнетательный
клапан; 7— захват клапана; 8~
крестовина; 9 — всасывающий
клапан
264
бах, а плунжер и клапаны — на штангах. Вставные насосы спус-
каются в скважину в собранном виде на штангах и фиксируются
в нижней части колонны НКТ замком (анкером).
В отличие от остальных насосов к основным параметрам сква-
жинных штанговых насосов относятся номинальный диаметр
плунжера (или цилиндра) и длина хода плунжера. Схемы насосов
и их основные параметры установлены с 2002 года государствен-
ным стандартом Российской Федерации (ГОСТ-Р 51896-2002),
а до этого времени — отраслевым стандартом (ОСТ) и техничес-
кими условиями (ТУ). Конструктивные схемы скважинных штан-
говых насосов, предусмотренных ГОСТ-P, и их технические ха-
рактеристики будут представлены ниже [31].
Условные диаметры скважинных насосов (плунжеров и ци-
линдров) выбираются из следующего стандартного ряда: 27
(29 - по ОСТ и ТУ), 32, 38, 44, 50, 57, 63, 70, 95, 120 мм.
Длина плунжера скважинного штангового насоса выбирается
в зависимости от требуемого напора насоса (глубины располо-
жения динамического уровня, с которого насос должен обеспе-
чить подъем пластовой жидкости). Плунжеры длиной 1200 мм
рекомендуется применять до динамического уровня с глубиной
до-1200 м, 1500 мм — до 1500 м, 1800 мм — 1800 м и более.
Современные скважинные штанговые насосы, широко при-
меняемые на промыслах, имеют составной (втулочный) или без-
втулочный (цельнометаллический) цилиндр.
Втулочный насос (например — НВ1С) имеет цилиндр, на-
бранный из втулок 3 длиной по 304 мм, размещенных в кожухе
4 и зажатых концевыми муфтами 2. К нижней муфте подсоеди-
нен узел всасывающего клапана 9. В цилиндре движется плун-
жер 5, имеющий узел нагнетательного клапана 6 (см. рис. 7.82).
Насос с безвтулочным цилиндром (НВ1Б, НВ2Б, НН2Б и др)
имеет цельный цилиндр с концевыми резьбами. К резьбе подсо-
единены переводники. К нижнему переводнику подсоединен узел
всасывающего клапана, к верхнему — ограничитель хода плун-
жера. В цилиндре находится плунжер с нагнетательным клапа-
ном. Цельнометаллический цилиндр представляет собой цилин-
дрическое тело, внутренняя поверхность которого является ра-
бочей. Эта поверхность имеет малую шероховатость, высокую
точность обработки и большую твердость, такую же, как и у
втулок втулочного цилиндра.
265
Переход от втулочного к цельнометаллическому цилиндру
позволяет уменьшить наружный диаметр цилиндра, а также сни-
зить трудоемкость сборки насоса и изготовления цилиндра. Уст-
раняется возможность сдвига втулок цилиндра при транспорти-
ровке, монтаже и эксплуатации насосов. Насосы с цилиндром без
втулок изготавливаются трубными (насосы НН2Б, ННБА и др.)
и вставными (насосы НВ1Б, НВ2Б).
Рассмотрим схемыги конструктивные особенности некото-
рых^ипов £ква>к$ннъ1х4цтанговых насосов широкого применения.
Трубные (нёвст^вные) скважинные насосы (НН) выполняют не-
скольких типов — НН1, НН2, ННА. Насос НН1 (см. рис. 7.82, а)
состоит из штока с утолщением в верхнем конце, служащего для
съема всасывающего клапана с его посадочного конуса и подъе-
ма клапана на поверхность вместе с плунжером. Цилиндр насо-
са остается подвешенным на трубах. Узел нагнетательного кла-
пана находится в верхней части плунжера. На данном рисунке
показано нижнее положение плунжера при рабочем ходе. Подъем
на поверхность всасывающего клапана удобен и прост. Но на-
личие штока в конструкции и размещение нагнетательного кла-
пана в верхнем торце плунжера создают большое мертвое про-
странство Ум в цилиндре насоса, что является причиной плохой
работы насоса даже при небольшом газосодержании в жидко-
сти. Для устранения этого недостатка необходимо уменьшить
мертвое пространство в насосе. Для этого нагнетательный кла-
пан переносят в нижнюю часть плунжера и применяют специ-
альный байонетный захват 7 и крестовину 5 для съема всасыва-
ющего клапана (см. рис. 7.82, б). Насос такой конструкции име-
ет шифр НН2. Его преимущество — небольшое мертвое про-
странство Vm в цилиндре насоса, что улучшает работу насоса
при наличии свободного газа в жидкости. Однако захват и подъем
на поверхность всасывающего клапана обычно трудоемкая и не
всегда успешная операция, особенно в случае возможности от-
ложения на деталях насоса асфалъто-парафиновых и смолистых
веществ.
Вставной насос (НВ) имеет следующую конструкцию (рис. 7.83).
Насос 5 опускают внутрь колонны НКТ 1, в которой установле-
но седло-конус 3 для посадки вставного насоса. Конус иногда
имеет захватную пружину 4. Силы трения в конусе или силы
трения и пружина, упирающаяся в выступ насоса, способствуют
266
еожанию насоса на месте в начале работы при ходе плунжера
вверх К достоинствам насоса относится то, что при его смене
оН поднимается на поверхность земли на штангах без подъема
колонны НКТ. Плунжер, имеющий нагнетательный клапан в
нижней своей части, создает малое мертвое пространство. Но,
поскольку насос спускается внутрь колонны НКТ, он имеет мень-
ший диаметр плунжера, чем трубный насос, спускаемый с теми
же НКТ. Это ограничивает подачу вставного насоса, а также
снижает скорость течения жидкости в НКТ. Последнее важно
при отборе жидкости с песком, так как вынос его будет хуже.
Обратный клапан 2 предохраняет от попадания песка в цилиндр
при остановках насоса.
Современные вставные насосы типов НВ1
(с установочным замком в верхней части насоса)
и НВ2 (с замком внизу) могут выпускаться со
сдвоенными всасывающими и сдвоенными на-
гнетальными клапанами. Такое дублирование
клапанов принято из-за того, что вставные на-
сосы обычно предназначены для спуска на боль-
шую глубину, чем трубные.
Рис. 7.83. Схема вставного насоса
7 — НКТ; 2— обратный клапан; 3 — седло; 4— пружи-
на; 5 — насос; 6 — направление
Трубные насосы типа ННА с автоматическим сцеплением
штанг со штоком плунжера насоса спускаются в сборе на ко-
лонне НКТ. Штанги спускаются после спуска насоса на задан-
ную глубину и автоматически соединяются со штоком плунже-
ра. Конструкцией насоса предусмотрено автоматическое рассо-
единение колонны штанг и штока плунжера перед подъемом
насоса и открытие сливного клапана для опорожнения колонны
НКТ от откачиваемой жидкости.
Такая схема насоса позволяет спускать цилиндр диаметром
большим, чем внутренний диаметр НКТ. Это дает экономию
267
металла и позволяет иметь большую скорость потока жидкостц
при подъеме ее на поверхность. Последнее важно при отбору
жидкости с песком для уменьшения возможности его оседания»
Еще одним преимуществом данной конструкции насоса являет
ся отсутствие износа или повреждения плунжера невставног
насоса при его спуске в колонну НКТ.
Все насосы с металлическим плунжером и цилиндром имекг^
унифицированные детали. В зависимости от величины зазор!
межд^плунжером'и цилиндром, выпускаются насосы пяти труп?
посадок (зазоров мбжду плунжером и цилиндром насоса):
1 группа посадки — от 0 до 0,063 мм;
2 группа посадки — от 0,025 до 0,078 мм;
3 группа посадки — от 0,050 до 0,113 мм;
4 группа посадки — от 0,075 до 0,138 мм;
5 группа посадки — от 0,100 до 0,163 мм.
При оснащении скважины насосом группа посадки выбира-
ется в зависимости от вязкости откачиваемой жидкости, содер-
жания в ней песка, размера его частиц и т.д.
Плунжеры насосов изготавливают из стали и покрывают из-
носоустойчивым слоем хрома толщиной до 70 мкм. Плунжер
может иметь концентричные или винтовые канавки, насечку.
Канавки и насечка предохраняют плунжер от заклинивания пес-
ком. Для скважин с большим выносом песка применяют плун-
жер «пескобрей». Он имеет скошенную внутрь плунжера верх-
нюю кромку и углубленную в плунжер клетку, соединяющую
его со штангами. Таким образом, плунжер как бы сбривает ме-
ханические примеси со стенок цилиндра. Примеси поступают к
клетке клапана, где их подхватывает поток откачиваемой жид-
кости, выносящий механические примеси из зоны контакта плун-
жер-цилиндр. Другие виды плунжеров для скважинных штанго-
вых насосов рассмотрены ниже.
Втулки цилиндра выполняют из чугуна, стали марки 45 или
38Х2МЮА. Для упрочнения внутренней поверхности втулок их
подвергают термообработке. Втулки из чугуна и ст. 45 подверга-
ют закалке, а из стали марки 38Х2МЮА — азотированию на
глубину 0,2—0,5 мм. В результате термообработки твердость
внутренней поверхности втулок доводится у чугуна до HRC 36...45,
у стали 45 — до ИКС 50 и у стали марки 38Х2МЮА до HRA 80
и более.
268
Втулки выполняют с большой точностью, так как в наборе их
может быть 12 и более. Контакт их торцов при сжатии втулок
должен быть герметичен, а внутренняя полость сборки втулок
должна представлять собой прямолинейный цилиндр с малой
шерохова-тостью и малым отклонением в размерах цилиндра.
Цельнометаллический цилиндр изготовляется из стали мар-
ки 40Х. К внутренней поверхности его предъявляются те же тре-
бования, что и к втулочному цилиндру. Клапаны насосов шари-
ковые. Шарик притирается к седлу. Седло имеет меньшую твер-
дость, чем шар, что увеличивает срок службы этой пары. Рабо-
чая кромка седла углублена и защищена «ложной» фаской от
ударов шаром.
Насосы с неметаллической рабочей поверхностью плунже-
ра типа НВ1м и НН2м могут иметь гуммированный плунжер
(рис. 7.84) или плунжер с манжетами.
Рис. 7.84. Схема гуммированного плунжера
Гуммированный плунжер изготовляют вулканизацией или
приклеиванием резиновых частей к плунжеру. Верхнее уплотне-
ние имеет подвод жидкости из плунжера в свою внутреннюю
полость. Поскольку нагнетательный клапан расположен внизу
плунжера, под действием давления жидкости распирается верх-
нее уплотнение. Остальные гуммированные части изготовлены
так, что входят в цилиндр с натягом и тоже воспринимают опре-
деленную часть перепада давления. На плунжере обычно имеет-
ся четыре-шесть гуммированных уплотнений или манжет.
Цилиндры этих насосов делают без втулок и с втулками. Раз-
мер диаметра цилиндра не требует высокой точности, но повер-
хность его должна иметь весьма малую шероховатость. Такие
насосы значительно дешевле втулочных. Но большого перепада
давления они не выдерживают и предназначены для малых и
средних величин динамического уровня. Ограничено также со-
269
держание песка в жидкости. Цилиндр насоса имеет невысокую
твердость, поэтому пара резина — сталь недостаточно износоус-
тойчива. В трубных насосах типа НН2м при спуске и подъеме
плунжера его манжеты могут быть повреждены о внутренние
дефекты колонны НКТ или отложения на внутренней стенке
НКТ.
Для отбора из скважин высоковязкой жидкости выпускают-
ся стандартные насосы с двумя плунжерами (типа ННД2 и
НВ2Д2) по <кеме> представленной на рис. 7.85. При ходе сбор-
ки плунжеров вниз давление столба
жидкости в НКТ будет передаваться на
верхний плунжер би нагнетальный кла-
пан 5. При этом под плунжером би кла-
паном 5 будет давление всасывания, так
как жидкость из скважины будет посту-
пать через открытый клапан 3 в полость
4. Таким образом, при ходе плунжеров
и штанг вниз создается сила, действу-
ющая сверху вниз и растягивающая
шток 8 и штанги, что предупреждает за-
висание штанг в вязкой жидкости и их
продольный изгиб. При отборе высо-
ковязкой жидкости и обычных схемах
штанговых насосов трение штанг о жид-
кость не позволяет штангам достаточ-
но быстро опускаться, головка балан-
сира опускается вниз быстрее штанг,
что приводит к рассогласованию дви-
жения головки балансира станка-качал-
ки и колонны штанг, возникновению
значительных ударных нагрузок и сни-
жению работоспособности установок.
Подача такого насоса определяет-
ся длиной хода и разностью площадей
цилиндра 1 нижней насосной части
(с плунжером 2) и цилиндра 7 верхней
Рис. 7.85. Схема насоса
для отбора вязких жидкостей
насосной части.
270
Насосы НВ1Д2 предназначены для отбора жидкости с боль-
шим содержанием свободного газа. Жидкость в них при дви-
жении плунжерной сборки вниз попадает через входной кла-
пан, расположенный в нижнем плунжере, в полость между плун-
жерами. Это происходит из-за увеличения объема межпунжер-
ной зоны и уменьшения в ней давления. При ходе плунжеров
вверх объем межпунжерной зоны уменьшается, что приводит к
закрытию нижнего клапана, открытию нагнетательного клапа-
на в верхнем плунжере и перемещению жидкости в полость 4 и
в НКТ.
Сравнение характеристик насосов
Области применения насосов в зависимости от характерис-
тики откачиваемой смеси приведена в табл. 7.21. Буквы П, В и
Т, включенные после обозначения насоса, соответствуют следу-
ющим конструктивным особенностям: П — насос с седлами кла-
панов из твердых сплавов; В — то же, с пескозащитным устрой-
ством и сепаратором; Т — с седлами клапанов из твердых спла-
вов и с полым штоком (для подъема жидкости по полым штан-
гам) [13].
Таблица 7.21
Области применения штанговых насосов
Тип насоса Содержание (г/л), не более Вязкость (Па-с), не более
механи- ческих примесей свободного газа
НСН1, НСН2, НСВ1, НСВ2 НН2, НВ1, НВ2 1,3 10 0,025
НВ1П 1,3 10 0,025
НВ1И, НН2И, НСН2Т Свыше 1,3 10 0,015
нсвг, ннг 1,3 10 0,1
нсвд, нвд 1,3 25 0,015
НСНА, ННА 1,3 10 0,025
Примечание. Минерализация жидкости — не более 200 мг/л, pH = 4,2—9,8,
содержание сероводорода — не более 0,1 об. %.
271
Сравним параметры насосов. Меньшими подачами облада-
ет НСН1, так как у него из-за штока ограничена длина хода
плунжера. Вставные насосы НВ1 имеют большую подачу, но
примерно в 2 раза меньшую, чем трубные насосы НН2. Дос-
тижимые напоры, наоборот, меньше у трубных насосов НН
(обычно до 1200—1500 м), чем у вставных (до 2500 м). Насосы
с неметаллическим плунжером имеют самую большую подачу,
примерно вдвое большую, чем НН2, а напор — до 1800 м. Встав-
ные втулочные -нае^сы выпускают с плунжером диаметром до
70 nTm, трубный втулочные — с диаметром плунжера до 120 мм.
Однако область применения насосов ограничена для скважин с
малыми диаметрами обсадных колонн (табл. 7.22). С другой сто-
роны, применение вставных насосов ограничено наличием в от-
качиваемой жидкости механических примесей и асфальто-смо-
ло-парафинистых веществ, которые могут откладываться при
откачке как в колонне НКТ, так и в самих замковых устрой-
ствах (якорях) скважинных вставных насосов. Это может при-
вести к осложнениям при подъеме вставного насоса — обра-
зовании песчаной или парафинистой пробки или «пыжа» и
даже заклинивании насоса с последующим обрывом колонны
штанг.
Таблица 7.22
Возможности применения штанговых насосов в обсадных колоннах
Тип и наибольший условный размер скважинного насоса Диаметр обсадной колонны скважины, мм
номинальный наименьший внутренний
НН-70 НВ-57 140 122
НН-95 НВ-70 146 130
НН-120 168 148
Огромное количество разнообразных условий эксплуатации
скважинных штанговых приводит к тому, что кроме стандарт-
ных видов насосов имеется большое число конструкций, при-
способленных к конкретным геолого-техническим условиям
месторождений.
272
Так, например, российская фирма ООО «Экогермет» разра-
ботала и внедрила новые типы штанговых насосов для добычи неф-
ти. Конструкция основных узлов насосов — уплотнений цилиндра
и плунжера, клапанных узлов и сливных устройств — коренным
образом отличается от конструкции узлов штанговых насосов, вы-
пускаемых в соответствии со стандартами Американского нефтя-
ного института (API) и с отечественными стандартами [31, 32].
Стоимость цилиндра составляет около 70 %, а стоимость плун-
жера в зависимости от материального исполнения от 20 до 25 %
от обшей стоимости насоса. Изношенная пара не поддается ре-
монту и нефтяники вынуждены списывать дорогостоящие насо-
сы и закупать новые. Большие энергетические потери нефтяни-
ки несут при длительной эксплуатации СШН, которые работа-
ют с низким объемным КПД. Практика показывает, что серий-
ные насосы сначала работают с достаточно высоким коэффици-
ентом подачи, но по мере износа уплотнения коэффициент по-
дачи падает. Когда коэффициент подачи снижается до 0,3—0,4
насос поднимают для его замены или ремонта. Спуско-подъем-
ная операция стоит в 3—5 раз дороже самого насоса и поэтому
нефтяники вынуждены эксплуатировать СШН при достаточно
низких значениях КПД. Замена насоса также приводит и к про-
стоям скважин. Таким образом, применение бесконтактного
щелевого уплотнения плунжерно-цилиндровой пары в серий-
ных СШН создает проблемы как при их изготовлении, так и
при эксплуатации, которые в конечном итоге приводят к удоро-
жанию себестоимости добываемой нефти. С целью устранения
вышеназванных проблем предложен новый тип уплотнения плун-
жерно-цилиндровой пары СШН, конструкция которого защи-
щена патентами России и США [33].
Устройство относится к классу контактно-лабиринтных ме-
ханических уплотнений. Оно состоит минимум из двух плаваю-
щих колец, которые с помощью упругих элементов прижимают-
ся одновременно к уплотняемой цилиндрической поверхности
и друг к другу своими торцовыми поверхностями. Для получе-
ния максимального эффекта кольца должны прижиматься к уп-
лотняемой поверхности с противоположных сторон.
Первое кольцо (слева) перекрывает верхнюю половину уп-
лотнительного зазора, при этом в нижней части зазор макси-
мальный; второе кольцо перекрывает нижнюю половину зазора,
273
IX Ив
при этом максимальный зазор остается вверху. Суммарная пло-
щадь сечения уплотнительного зазора, образованного парой эк-
сцентрично смешенных и прижатых друг к другу колец, намного
меньше площади сечения зазора, образованного одним коль-
цом. В начальный момент работы машины уплотнительные коль-
ца контактируют с уплотняемой поверхностью по линии и жид-
кость из области высокого давления движется в область низкого
давления слева направо по щелевому зазору переменного сече-
ншЦ-По мере приработки трущихся уплотнительных поверхнос-
тей площадь контакта увеличивается и уплотнение из контакт-
но-щелевого превращается в контактное, в котором непрерыв-
ный уплотнительный поясок состоит из двух смещенных сег-
ментов (заштрихованная площадь). В реальных конструкциях
уплотнений используется несколько пар колец, причем каждая
последующая пара повернута вокруг оси на определенный угол
по отношению к предыдущей паре. Герметизирующая способ-
ность уплотнения зависит от количества пар уплотнительных
колец. В отличие от самоуплотняющихся эластомерных уплот-
нений контактная нагрузка в паре трения в этом типе уплотне-
ния не зависит от перепада давления и поэтому она может рабо-
тать при очень высоких давлениях среды (до 50 МПа и выше) с
минимальным износом. Долговечность работы уплотнения обес-
печивается также за счет компенсации износа уплотнительных
поверхностей. В качестве упругих элементов используется рези-
новая обойма, которая одновременно служит и уплотнением
между уплотнительными кольцами и неподвижным корпусом.
Приняв за основу механическое уплотнение по патенту
№ 2037077 ООО «Экогермет» разработало и внедрило два типа
штанговых насосов: поршневой и плунжерный.
Поршневые насосы новой конструкции отличаются от серий-
ных тем, что вместо длинномерного плунжера в них использует-
ся короткий поршень с механическим уплотнением. Такие на-
сосы имеют обозначение соответственно НВ —2СП и НН-2СП.
Сборные поршни типа 2СП (рис. 7.86) включают в себя ме-
ханическое уплотнение, состоящее из двух резиновых обойм, на
эксцентричных буртах которых размещено 24 стальных уплот-
нительных кольца. Обоймы вместе с кольцами монтируются на
полый корпус поршня, в верхней части которого имеется пере-
ходник для соединения с колонной штанг. Нижняя часть корпу-
274
Рис. 7.86. Схема сборного поршня типа 2СП:
1 — корпус поршня; 2, 3 — кольцо соответствен-
но стальное и резиновое; 4 — резиновая обойма;
5 — кольцо уплотнительное; 6 — корпус клапана;
7 — клапан типа К; 8 — опора седла клапана
са поршня на резьбе соединяется с корпу-
сом шарикового клапана отечественной
конструкции.
Наработка цилиндро-поршневой груп-
пы насосов с поршнями типа 2СП повы-
силась для изношенных цилиндров в сред-
нем на 10—20 %, а для новых цилиндров в
2—3 раза. При этом следует учесть, что при
ремонте насосов с использованием сбор-
ных поршней типа 2СП не требуется меха-
ническая обработка цилиндра. Это дает
значительный экономический эффект. Так,
стоимость ремонта штангового насоса та-
ким способом составляет примерно 30 %
от стоимости нового насоса (замене под-
лежит только плунжер и клапаны), а ре-
монт с механической обработкой цилинд-
ра около 85 %. Использование сборных пор-
шней типа 2СП в новых цилиндрах дает
гораздо больший экономический эффект за
счет повышения КПД насоса и уменьше-
ния спуско-подъемных операций. По той
же схеме может быть собран скважинный
насос с длиной хода 30 м, в котором ци-
линдр составлен из восьми стандартных цилиндров. Ввиду того,
что в механическом уплотнении нет зазора между цилиндром и
уплотнительными кольцами, насосы типа НН-2СП лучше рабо-
тают на загрязненных жидкостях, чем серийные насосы. Ника-
ких специальных противопесочных приспособлений здесь нет.
Песок или другие механические частички просто «сбриваются»
с поверхности цилиндра. В механическом уплотнении созданы
лучшие условия для смазки трущихся поверхностей, так как каж-
275
дое кольцо с одной стороны контактирует с цилиндром, а с дру-
гой стороны образует зазор, своего рода канавку, в которой со-
бирается смазка и изношенные частички. Известно, что изна-
шивание пар трения в абразивной среде меньше, если одно из
тел установлено на упругом основании. Наличие упругой обой-
мы также дает возможность работать поршню в частично изно-
шенном цилиндре, где имеются выработки. В обычном насосе
есл^ в цилиндре^^йовался уступ, то при смене длины хода
плуЫкер в этом-досте заклинивает.
Кроме функциональных преимуществ насосов с поршнем типа
2СП, имеются также и технологические преимущества. Стоимость
изготовления, ремонта и эксплуатации этих насосов значитель-
но ниже, чем стоимость аналогичных серийных насосов. Во-
первых, ввиду того, что механическое уплотнение значительно
короче серийного плунжера, то и сам насос более чем на 1 м
короче стандартного при той же длине хода. Конструкция ци-
линдра упрощается, так как нет необходимости в удлинителях.
Отпадает необходимость в прецизионных (импортных) трубах
для изготовления цилиндров. Требования по точности изготов-
ления наиболее трудоемких цилиндров и поршней также могут
быть снижены.
В плунжерном насосе механическое уплотнение, через кото-
рое проходит плунжер, установлено в неподвижном корпусе,
который соединяется с колонной НКТ. Для того чтобы умень-
шить длину плунжера, в корпусе устанавливается не одно, а два
или три механических уплотнения, расстояние между которыми
должно быть меньше длины плунжера. В насосах с приводом от
станка-качалки и длиной хода до 3-х метров длина плунжера
принята 1200 мм. Корпус насоса состоит из отрезков НКТ, со-
единенных между собой 3-мя муфтами, в которых размещены
механические уплотнения. Плунжер проходит последовательно
одно за другим механические уплотнения не нарушая процесса
всасывания или нагнетания. Таким образом, в плунжерном на-
сосе отсутствует наиболее трудоемкая деталь — цилиндр. По-
этому такие насосы названы бесцилиндровыми — насосы типа
НСБ [33].
Секционная конструкция позволяет создавать насосы типа
НСБ практически с любой длиной хода (рис. 7.87). Для длинно-
ходовых установок с ленточным приводом (ДГУ) были разрабо-
276
таны и внедрены насосы типа НСБ45-120 и НСБ57-120 с дли-
ной хода до 120 м. В колонне НКТ были установлены через
каждые 5 м муфты с механическим уплотнением. Через эти муфты
проходит плунжер длиной 5,2 м. Над плунжером устанавлива-
ются грузовые штанги.
к основным требованиям, относящимся к разрабатываемым
скважинным насосам, в первую очередь, относятся требования
по снижению амплитуды нагрузок на колонну насосных штанг,
имеющей решающее влияние на долговечность многих элемен-
тов ШСНУ [7].
Как указано во всех работах, посвященных теории и практи-
ки эксплуатации ШСНУ — А.С. Вирновский, В.С. Адонин,
И.А. Чарный, Л.С. Лейбензон, В.М. Касья-
____ нов, И.Т. Мищенко, К.У. Уразаков и мно-
|JT|| гие другие — нагрузки на штанговую колон-
Jijl| 1 ну складываются из статических и дина-
И •-1й мических составляющих, причем, чем
больше осложняющих факторов эксплуа-
]1рЗ|| тации ШСНУ (таких, как кривизна сква-
" ". жины, повышенная вязкость пластовой
j В! жидкости, наличие значительного количе-
I ства мехпримесей и т.д.), тем больше амп-
|| j || \ 2 литуда нагрузок при ходе колонны штанг
Й ( И вверх и вниз. Эта разность обусловлена
Sr=M| гидростатической и гидродинамической
|Н ? нагрузкой на плунжер скважинного насо-
са и колонну штанг, силами трения в парс
S «плунжер — цилиндр» и между колоннами
|г JP штанг и НКТ.
|FW В связи с этим многими инженерами про-
р-р L водились работы по созданию скважинных
| j Ц насосов, обеспечивающих минимальную раз-
Вг 1 Д ность нагрузок на колонну штанг при ходе
5 вверх и вниз.
Рис. 7.87. Схема безцилиндрового
скважинного насоса типа НСБ
ТП
Известно, что нагрузка на нижнее сечение колонны штанг
при работе скважинного насоса (без учета динамических и гид-
родинамических нагрузок) состоит из следующих слагаемых:
— нагрузка от веса столба жидкости, поднимаемого на повер-
хность Земли;
— силы трения в паре «плунжер — цилиндр».
То есть, для стандартного скважинного насоса типа НН или
НВ эта нагрузка приводе плунжера вверх будет выглядеть:
f (
р = Л ) + д , (7.11 1)
где Fti — площадь плунжера насоса; рн — давление над плун-
жером насоса; ра — давление под плунжером насоса; / —• сила
трения между плунжером и цилиндром.
Соответственно, при ходе плунжера вниз нагрузка в нижнем
сечении колонны штанг станет равной:
(7-112)
где Дркл — перепад давления в нагнетательном клапане насоса
при движении плунжера вниз.
Как видно из представленных общеизвестных формул, при-
менение стандартных скважинных насосов приводит к созда-
нию большой амплитуды нагрузок на колонну насосных штанг.
Например, при значениях, наиболее характерных для эксплуа-
тации ШСНУ в Нижневартовском районе Тюменской области
(напор насоса — 920 м, диаметр насоса — 44 мм) разность на-
грузок составляет 16—18 кН, однако наличие в откачиваемой
жидкости механических примесей, увеличение обводненности и
вязкости этой жидкости приводит к полуторо- двухкратному уве-
личению разности нагрузок.
Анализ существующих схем насосов [7] позволил выделить
несколько наиболее перспективных именно с упомянутой точки
зрения. Некоторые конструктивные схемы этих насосов пред-
ставлены на рис. 7.88 (а, б, в, г, д).
278
Рис. 7.88. Конструктивные схемы
скважинных штанговых насосов
При работе скважинного насоса, изображенного на рис. 7.88, а,
в нижнем сечении колонны штанг нагрузка при ходе плунжера
вверх составит:
Л = ~ Р.) + (Л - - Р2У> (7.113)
при обратном ходе (вниз) нагрузка будет равна:
PH = (F\ ~ F3) (р, -р2), (7.114)
где F2 — площадь поперечного сечения нижнего плунжера;
F{ — площадь сечения верхнего плунжера; F3 — площадь попе-
речного сечения штока; р — давление в подъемный трубах (НКТ);
давление на приеме насоса.
279
Для насоса, представленного на рис. 7.88, 6 величины нагрузок
при ходе вверх и вниз будут определяться по следующим формулам-
р. = F, Pt + F2 Р2 (7.115)
P,^F2P< (7.116)
Те же самые формулы можно применять для расчета натру-
з<ус, воз^икаюшй^внижнем сечении штанг при работе с насо-
с<К) (рис.7.8вЙ^''
Несмотря на одни и те же нагрузки, характеризующие работу
этих насосов, их конструктивное исполнение обуславливает раз-
личные области применения. Так, насос, выполненный по схе-
ме (рис. 7.88, б), наилучшим образом приспособлен для работы
в скважинах большого диаметра при подвеске насоса вблизи за-
боя, т.к. он имеет малый объем мертвого пространства, наличие
всасывающего клапана в переводнике верхнего и нижнего ци-
линдров и клапан компенсации утечек в «вакуумной» камере,
соединенный с областью всасывания насоса.
Насос, выполненный по схеме (рис. 7.88, в) позволяет ис-
пользовать большие (по проходному сечению) всасывающие кла-
паны и присоединять к насосу хвостовики, газовые и песочные
якоря, однако имеет большой объем «мертвого» пространства, а
его клапан компенсации утечек в вакуумной камере соединен с
областью нагнетания насоса.
«Перевернутая» схема вакуумного скважинного насоса, име-
ющего больший диаметр нижней ступени (рис. 7.88, е), дает сле-
дующие расчетные формулы:
P. = F2P,, (7.117
P„ = FlPl + F2p2. (7.1И
Для насоса, представленного на рис. 7.88, д, при его рабо
характерны следующие нагрузки:
р„ = т(л~ р2) . <7-119
Л = (Т- р21р2- <7Л2(?
280
для наглядности нагрузки, возникающие в нижнем сечении
олонны штанг при работе различных скважинных насосов, све-
мы в табл. 7.23. Как показали расчеты, оптимальными для при-
менения являлись следующие конструктивные условия: услов-
ные диаметры насосных ступеней — 57 и 32 мм, диаметр штока —
28 мм. При расчетах давление нагнетания принималось равным
Ю МПа, давление на приеме насоса — 2 МПа.
Естественно, что подачи всех рассматриваемых насосов были
приняты одинаковыми.
Таблица 7.23
Нагрузка Значения нагрузки (кН) для насосов
НВ 1БД1 - 32/57 1 группа 2 группа 3 группа
Рввсрч 20,4 27,1 25,5 20,4
PB11IIJ 1,5 8,4 13,1 17,5
Зависимости нагрузок, возникающих при работе скважинных
штанговых насосов специальных конструкций, представлены на
рис. 7.89.
Как уже указывалось, наличие коррозионно-активных веществ
и механических примесей в откачиваемой пластовой жидкости
приводит к быстрому выходу из строя скважинных насосов. От-
казы скважинных поршневых или плунжерных насосов проис-
ходят либо по причине сверхдопустимого износа рабочих орга-
нов, либо из-за прихвата (заклинивания) плунжера (поршня) в
цилиндре.
Рассматривая возможности устранения нежелательного воз-
действия пластовой жидкости на рабочие органы скважинных
насосов, было выявлено, что одним из самых перспективных
видов защиты плунжерной пары является диафрагма.
Все виды диафрагм (плоские, трубчатые, гофрированные и пр.)
скважинных насосов для добычи нефти при работе подвергают-
ся сложной нагрузке: это и перепад давления, необходимый для
совершения рабочего хода, и перепад давления, возникающий
При работе клапанов (как рабочих — всасывающих и нагнета-
тельных, так и переливных), и изгиб некоторых участков диаф-
рагмы.
281
Р, кН
Рис. 7.89. Зависимости нагрузок на шток скважинного насоса
при ходе плунжера вверх и вниз:
/ — для насоса а; 2 — для насоса Д;
3 — для насоса г; 4 — для насоса д
Анализ конструктивных элементов скважинных насосных ус-
тановок для добычи нефти при их эксплуатации в осложненных
условиях позволил выбрать для конструирования несколько наи-
более рациональных схем скважинных диафрагменных насосов.
Схемы этих насосов представлены на рис. 7.90.
Штанговый скважинный диафрагменный насос невставного
исполнения с неподвижными плунжерами и подвижными ци-
линдрами представлен на рис. 7.90, а.
Насос состоит из корпуса 8, в котором расположены плунжер 3
со штоком /, цилиндр 5, всасывающий 9, нагнетательный 6,
клапаны [7].
Защита зазора пары плунжер-цилиндр осуществляется путем
заключения ее в замкнутый объем, заполненный жидкостью гид-
розащиты. Снизу этот объем ограничен гибкой диафрагмой 7, вы-
полненной в виде гофрированной трубки или баллона, сверху —
телескопическими цилиндрами 2, в зазоре, между которыми нахо-
дится тяжелая жидкость 4, разделяющая жидкость гидрозащиты и
перекачиваемую среду. Насос имеет вставное исполнение.
При ходе плунжера 3 вниз, жидкость гидрозащиты, находя-
щаяся под ним, заполняет внутреннюю полость диафрагмы 7,
которая увеличивается в объеме, в результате чего открывается
282
Рис. 7.90. Конструктивные схемы штанговых
диафрагменных насосов
нагнетательный клапан 6 и откачиваемая жидкость поступает в
полость выше нагнетательного клапана б, где она занимает объем,
высвобождаемый плунжером 3.
При ходе вверх, нагнетательный клапан 6 закрывается, пере-
качиваемая жидкость из верней части насоса под воздействием
плунжера 3 поступает на поверхность. В это же время происхо-
дит забор перекачиваемой жидкости через всасывающий клапан 9
в нижнюю полость насоса, так как диафрагма 7 уменьшается в
объеме.
Был также разработан насос, в котором верхняя часть плун-
жера защищена при помощи гофрированной трубки, одним кон-
цом прикрепляемой к штоку насоса, а другим к цилиндру. Рабо-
тает этот насос аналогично описанному выше.
На рис. 7.90, б представлен насос, предназначенный преиму-
щественно для беструбной эксплуатации с установкой в сква-
жине на пакере.
Насос состоит из цилиндра 6 и плунжера 5 с перепускным
клапаном 4 верхней ступени цилиндра 8 и плунжера 7 нижней
ступени, всасывающе-нагнетательной камеры 10, в которой рас-
положены всасывающий 12 и нагнетательный 9 клапаны и труб-
чатая диафрагма 11, компенсационной камеры 3 с диафрагмой 2.
283
Объем между диафрагмами 2 и 11 заполняется маслом. Насос
спускается на штангах 1. В этом насосе подвижными являются
цилиндры б и 8, а плунжеры 5 и /неподвижны.
Насос работает следующим образом. При ходе штанг 1 вниз
происходит сжатие диафрагмы 11, так как увеличивается объем
между цилиндром би плунжером 7, куда через отверстия в плун-
жере поступает масло, а также происходит расширение диаф-
рагмы 2, в.результа^осуществляется забор пластовой жидкости
че^з всаскваюш/йЙлстапан 12 во внутреннюю полость всасыва-
юще-нагнетат6л%ибй камеры 10 и вытеснение пластовой жидко-
сти, находящейся над клапанами 9, на поверхность. При ходе
вниз, диафрагма 11 расширяется, пластовая жидкость, забран-
ная в предыдущем цикле в камеру всасывания-нагнетания 10,
поступает через клапаны 9 в кольцевой зазор между обсадной
колонной и насосом, где занимает объем, освобождаемый в ре-
зультате сжатия диафрагмы 2.
Кроме представленных в настоящей книге конструкций сква-
жинных штанговых насосов имеется огромное количество тех-
нических решений, направленных на решение проблемы эффек-
тивной эксплуатации штанговых насосных установок в ослож-
ненных условиях эксплуатации [7, 12, 17, 18, 24].
Стандартные скважинные штанговые насосы возвратно-по-
ступательного действия предназначены для добычи нефти из
скважин при обводненности продукции скважин до 99 %, тем-
пературе до 403 К (130 °C), содержании механических примесей
до 1,3 г/л, содержании H2S и СО2 до 200 мг/л, минерализации
воды до 200 мг/л и водородном показателе pH 4,0—8,0.
Скважинные штанговые насосы следует применять для эксп-
луатации скважин в умеренном и холодном климатических рай-
онах по ГОСТ 16350. Категория изделий — 5 по ГОСТ 15150.
Базовые типы насосов и обозначения конструкций должны
соответствовать спецификации, приведенной в табл. 7.24.
Полное описание конструкции насоса включает:
— номинальный диаметр колонны НКТ, мм;
— тип насоса с указанием типа уплотнения плунжера и фик-
сирующего (якорного) устройства;
— условный диаметральный размер цилиндра насоса, мм;
— длину хода плунжера насоса в мм, уменьшенная в 100 ра-
— длину плунжера в мм, уменьшенная в 100 раз;
284
Таблица 7.24
Спецификация базовых типов скважинных штанговых насосов
Типы насосов Обозначение конструкций
Плунжерное уплотнение Манжетное уплотнение
Безвтулочные насосы Втулочные насосы
Толстостенные Тонкостенные Толстостенные Тонкостенные
1 2 3 4 5 6
1. Вставные насосы
1.1. Неподвижный цилиндр, верхний якорь НВ1Б НВ1Т НВ1С НВ1Бм НВ1Тм
1.2. Неподвижный цилиндр, нижний якорь НВ2Б НВ2Т НВ2С НВ2Бм НВ2Тм
1.3. Подвижный цилиндр, нижний якорь НВ2Ц НВ2ЦТ - - -
1.4. Неподвижный дифференциальный (ступенчатый) цилиндр, верхний якорь, для откачки вязкой жидкости НВ1Д1Б НВ1Д1Т - НВ1Д1Бм НВ1Д1ТМ
1.5. Неподвижный дифференциальный (ступенчатый) цилиндр, верхний якорь, для откачки газированной жидкости НВ1Д2Б НВ1Д2Т - НВ1Д2Бм НВ1Д2ТМ
Цфодолжение табл. 7.24
1 2 3 4 5 6
2. Невставные (трубные) насосы
2.1. Плунжер с захватным штоком всасывающего клапана - - НН1С -
2.2. Плунжер с захватом всасывающего клапана НН2Б НН2Т НН2С -
2.3. Плунжер с автосцепом и сливным клапаном ННАБ - - ННАБм -
2.4. Плунжер дифференциальный (ступенчатый) с захватом всасывающего клапана НН2ДБ ННД2Т - НН2ДБм -
2.4. Плунжер дифференциальный (ступенчатый) с автосцепом и сливным устройством ННАД1Б ННАД1Т - ННАД1Б» -
, группу посадки плунжера в цилиндре;
, исполнение насоса по стойкости к перекачиваемой среде.
Примеры обозначения насосов
Вставной насос с верхним расположением замковой опоры
(якоря) гидравлического типа, дифференциальный для откачки
сильногазированной жидкости с тонкостенным цилиндром и
условными диаметрами плунжеров насоса 44 и 32 мм, с длиной
хода плунжера 3500 мм, длиной плунжеров по 1200 мм, второй
группы посадки, износостойкого исполнения для работы с ко-
лонной НКТ условным диаметром 73 мм будет обозначаться:
73-НВ1Д2Т-Г-44/32-35-12-2-И
Невставной (трубный) насос с ловителем всасывающего кла-
пана, толстостенным цилиндром, манжетным уплотнением плун-
жерной пары, условным диаметром 32 мм, длиной хода плунже-
ра 3000 мм, длиной плунжера 1500 мм, коррозионностойкого
исполнения для работы с колонной НКТ условным диаметром
60 мм будет обозначаться:
60-НН2БМ-32-30-15-К
При заказе насосов, указанных выше необходимы уточнения
в части:
1) материала и исполнения цилиндров;
2) материала и исполнения плунжера;
3) материала и исполнения клапанов;
4) использования одинарных или сдвоенных клапанов.
Конструктивное исполнение насосов и их элементов пред-
ставлены ниже.
Насосы типа НВ1С — насосы вставные с верхним располо-
жением опоры и втулочным цилиндром (рис. 7.91).
Насосы типа НВ1Б — насосы вставные с верхним располо-
жением опоры и толстостенным цилиндром (рис. 7.92).
Насосы типа НВ2С — насосы вставные с нижним располо-
жением опоры и втулочным цилиндром (рис. 7.93).
Насосы типа НВ2Б — насосы вставные с нижним расположе-
нием опоры и толстостенным цилиндром (рис. 7.94).
287
Скважинные штанговые насосы обозначаются следующие
образом:
XXX - ххххххх -хх-хх-хх-х-хх
Условный диаметр
НКТ, мм: 48; 60;
73^89; 102;1114 -
Тип исполнения насоса:
Н — насос; В — встав-
ной; Н — невставной;
1 — верхнее расположе-
ние якоря; 2 — нижнее
расположение якоря;
Ц — подвижный ци-
линдр; С — втулочный
(составной) цилиндр;
Б — толстостенный ци-
линдр; Т — тонкостен-
ный цилиндр; Д1 — диф-
ференциальный насос
для добычи высоковяз-
кой жидкости с вязкос-
тью более 0,025 Па с;
Д2 — дифференциаль-
ный насос для добычи
сильногазированной
жидкости при свободном
газосодержании на при-
еме насоса до 25%; м —
манжетное уплотнение
пары плунжер-цилиндр;
М — механическая опо-
ра насоса; Г — гидравли-
ческая опора насоса
Исполнение насоса
по стойкости к пере-
качиваемой среде:
И — износостойкие
насосы, содержание
механических приме-
сей более 1,3 г/л;
К — коррозионно-
стойкие насосы, со-
держание H2S более
50 мг/л.
Без обозначения —
насосы нормального
исполнения
Группа посадки насоса —
зазор между плунжером и
цилиндром в мм:
1 — от 0 до 0, 063;
2 - от 0,025 до 0,078;
3 — от 0,05 до 0,113;
4 - от 0,075 до 0,138;
5 — от 0,100 до 0,163
(при использовании ман-
жетного уплотнения
группа посадки обознача-
ется прочерком)
Длина плунжера в мм, умень-
шенная в 100 раз; 5; 12; 18
Длина хода плунжера в мм,
---- уменьшенная в 100 раз: 9; 12;
15; 18; 21; 25; 30; 35; 40; 45; 50;
55; 60
Условный диаметр цилиндра (для дифферен-
циальных насосов диаметры цилиндров через
знак дроби), мм: 27; 32; 38; 44; 50; 57; 63; 70; 95
288
Рис. 7.91. Насос типа НВ1С:
1 — замок и уплотнение насоса; 2 — шток; 3 — упор; 4 — цилиндр; 5 — контргайка; 6 — переводник
плунжера; 7— плунжер; 8— нагнетательный клапан; 9— всасывающий клапан; 10 — переводник
яиняоаэДэи — qi ,‘нвнвга ииТпснЕянэвэа — б Jhbubidj иннчгэхвтэнавн —g IdaxHXim — / ^йянииип —9
‘edaXHXim NHHiroaadau — § ^BxyEJdiHON — p ^douX — f !xo±m — z :вэоэен эииэнхсишЛ и яоквс — /
:91ЯН вит эоэвц Х6Ч
NHHffoasdau — ц tBdouo кваомквс — qi ?hbubkx уитпснвамэвэа — £
!hbublo< иннчеэавхэнлвн — g idaxHXvu — / ^вЗэжнЛии яингоаэЗэи — g 1вя
-HEJdiHoa — g IdtfHHimn — iNOim — f !doiiA — z ‘нвивия иннхишве — /
:Э2ЯН вии1 ЭО0ВЦ £6 4
///////////У////////////////////////////////////////////////
V*
Рис. 7.94. Насос типа НВ2Б:
1 — защитный клапан; 2 — упор; 3 — шток; 4 — контргайка; 5 — цилиндр; 6 —
переводник плунжера; 7 — плунжер; 8 — замковая опора; 9 — всасывающий
клапан; 10— упорный ниппель с конусом; 77 — переводник
Насосы типа НВ2Ц — насос вставной с нижним расположе-
нием опоры и подвижным толстостенным цилиндром (рис. 7.95).
Насосы типа НВ1БД1 — насос вставной с верхним располо-
жением опоры и с дифференциальным цилиндром для откачки
высоковязкой жидкости (рис. 7.96).
Насосы типа НВ1БД2 — насосы вставной с верхним распо-
ложением опоры и с дифференциальным цилиндром для откачки
высокогазированной жидкости (рис. 7.97).
Насосы типа НН1С — насосы невставные с втулочным ци-
линдром, захватных штоком всасывающего клапана и располо-
жением нагнетательного клапана в верхней части проходного
плунжера (рис. 7.98).
Насосы типа НН2С — насосы невставные с втулочным ци-
линдром, ловителем всасывающего клапана и нагнетательным
клапаном в нижней части проходного плунжера (рис. 7.99).
Насосы типа НН2Б — насосы невставные с толстостенным
цельным цилиндром, ловителем всасывающего клапана и на-
гнетательным клапаном в нижней части проходного плунжера
(рис. 7.100).
Насосы типа ННАБ — насосы невставные с толстостенным
цельным цилиндром, автосцепом, сливным устройством и на-
гнетательным клапаном в нижней части проходного плунжера
(рис. 7.101).
Насосы типа ННБД1 — насосы невставные с дифференци-
альным толстостенным цилиндром для откачки высоковязкой
жидкости (рис. 7.102).
Верхний переводник насоса может иметь резьбу насосно-
компрессорных труб по ГОСТ 633-80 или по Spec 5ВХ API,
верхний переводник штока плунжера вставных насосов — резьбу
насосных штанг по ГОСТ 13877 или Spec НАХ API , нижний
переводник (для подсоединения фильтров и других защитных при-
способлений) — резьбу по ГОСТ 633-80 или по Spec 5ВХ API.
Соответствие насосов по ГОСТ Р и Spec 11 АХ API приведено
в табл. 7.25.
293
jjodouo иояомиее э BgXdi квнбоээайииол-онэоэвн
— § ‘wooAho^i э чиэииин щчнйоиЛ — £ tquaiHHHWX-MogKdiEu — 9 ‘ДэжнЛки — $
Jhbubioi ииптсивапэеэа — ‘диншгип — £ tHBUBirx имнчеэхвхэнлбн — £ ixoxm — /
:Пганвии± ^эвн S6 Z. эи<1
Рис. 7.96. Насос типа НВ1БД1:
7 — шток; 2 — замок; 3 — упор; 4 — переводник плунжера; 5 — цилиндр разде-
лителя; 6 — плунжер разделителя; 7 — полый шток; 8 — цилиндр насоса; 9 —
клапанный блок; 10 — плунжер насоса; 11 — переводник
Рис. 7.97. Насос типа НВ1БД2:
1 — шток; 2 — замок; 3 — упор; 4 — переводник плунжера; 5 — цилиндр насоса
верхнего; 6 — плунжер верхнего насоса; 7 — полый шток; 8 — цилиндр насоса
нижнего; 9 — клапанный блок; 10 — плунжер насоса нижнего; 11 — всасываю-
щий клапан; 12 — переводник
Рис. 7.98. Насос типа НН1С:
1 — цилиндр; 2 - шток; 3 — нагнетательный клапан; 4 - захватный шток; 5 —
плунжер; 6— наконечник плунжера; 7— всасывающий клапан; — седло кону-
са; опора всасывающего клапана; 9 — переводник верхний; 10 — переводник
нижний
иинжин яингояэйэи — Qi iHHHxdaa линпоеабаи — $ !bhbubitm сиэтпсявагсэ
-вэа ₽douo — g ‘.Нейвах иигпскеанэвэд — £ .‘Kiroxnaoir xoim — 9 !неивих yiaHairai
-BiaHJBH — f idaxHXiru — p !вйэжнЛ1ги яиниоаайаи — f txoim — j :<Згниеип — [
:SZHH вши ЭОЭЕН 00Г£ эид
у^/7/V^Y///7//////////////////////////////////////////////////////////
Рис. 7.100. Насос типа НН2Б:
7 — цилиндр; 2 — шток; 3 — переводник плунжера; 4 — плунжер; 5 — нагнета-
тельный клапан; 6 — шток ловителя; 7— всасывающий клапан; 8— опора вса-
сывающего клапана; 9 — переводник верхний; 10 — переводник нижний
Рис. 7.101. Насос типа ННАБ:
1 — переводник штока; 2 — переводник верхний; 3 — сливное устройство; 4 —
шток; 5 — контргайка; 6 — цанговый захват; 7 — сцепляющее устройство; 8 —
переводник плунжера; 9 — плунжер; 10 — цилиндр; 11 — нагнетательный кла-
пан; 12 — всасывающий клапан; 13 — переводник нижний
Рис. 7.102. Насос типа ННБД1:
1,8— штоки; 2— переводник плунжера; 3 — цилиндр насоса; 4, 10 — плунжеры; 5 — нагнета-
тельный клапан; 6 — клапанный блок; 7 — всасывающий клапан; 9 — цилиндр гидроусителя;
Q Ц — 12 — разрядный клапан; 13 — переводник верхний
Соответствие обозначения насосов по российскому стандарту и API Spec 11АХ
Таблица 7.25
Обозначение Обозначение
ГОСТ Р API ГОСТ Р API
60-НВ1Б 27-18-12 20-106-RHAM-8-4-4 73-НВ1Б 44-12-12 20-175-RHAM-6-4-3
60-НВ1Б 27-18-15 20-106-RHAM-10-5-4 73-НВ1Б44-18-12 20-175-RHAM-8-4-3
60-НВ1Б 27-25-15 20-106-RHAM-10-5-4 73-НВ1Б 44-25-12 V'2$-175-RHAM-10-4-3
60-НВ1Б 27-25-12 20-106-RHAM-12-4-4 73-НВ1Б 44-3 0-12 'Ж175-КНАМ-12-4-4
60-НВ1Б 27-30-15 20-106-RHAM-12-5-4 73-НВ1Б 44-35-12 20S75-RHAM-14-4-3
60-НВ1Б 27-30-18 20-106-RHAM-14-6-4 73-НВ2Б 44-35-15 20-175-RHBM-14-5-4
60-НВ1Б 32-12-12 20-125-RHAM-6-4-3 89-НВ1Б 57-18-12 30-225-RHAM-8-4-3
60-НВ1Б 32-18-18 20-125-RHAM-10-6-4 89-НВ1Б 57-25-12 30-225-RHAM-10-4-3
60-НВ1Б 32-25-12 20-125-RHAM-10-4-4 89-НВ1Б 57-30-12 30-225-RHAM-12-4-4
60-НВ1Б 32-30-12 20-125-RHAM-12-4-4 89-НВ1Б 57-35-12 30-225-RHAM-13-4-4
60-НВ1Б 32-30-18 20-125-RHAM-12-6-4 89-НВ2Б 57-30-15 30-225-RHBM-13-5-4
60-НВ2Б 32-30-18 20-125-RHBM-12-6-4 89-НВ2Б 57-35-15 30-225-RHBM-14-5-4
73-НВ1Б 38-12-12 25-150-RHAM-6-4-3 48-НН2Б 32-30-12 15-125-ТН-12-4-4
73-НВ1Б 38-18-12 25-150-RHAM-8-4-3 60-НН2Б44-12-12 20-175-ТН-6-4-5
73-НВ1Б 38-18-15 25-150-RHAM-8-5-4 60НН2Б 44-18-12 20-175-ТН-8-4-5
73-НВ1Б 38-25-15 25-150-RHAM-10-5-4 60-НН2Б 44-25-12 20-175-ТН-10-4-5
73-НВ1Б 38-25-12 25-150-RHAM-10-4-4 60-НН2Б 44-30-12 20-I75-TH-12-4-5
73-НВ1Б 38-30-15 25-150-RHAM-12-5-4 60-НН2Б 44-35-12 20-175-ТН-14-4-5
73-НВ1Б 38-30-15 25-150-RHAM1-12-5-4 73-НН2Б 57-12-12 25-225-ТН-6-4-5
73-НВ1Б 38-35-12 25-150-RHAM-14-4-3 73-НН2Б 57-18-12 25-225-ТН-8-4-5
73-НВ1Б 38-35-15 25-150-RHAM-14-5-4 73-НН2Б 57-25-12 25-225-ТН-10-4-5
48-НН2С27-09-12 15-106-TL-6-4-2 73-НН2Б 57-30-12 25-225-ТН-12-4-5
48-НН2С32-09-12 15-125-TL-6-4-2 73-НН2Б 57-35-12 25-225-ТН-14-4-4
60-НН2С44-09-15 20-175-TL-6-5-2 89-НН2Б 70-30-15 30-275-ТН-12-5-4
73-НН2С57-09-12 25-225-TL-6-4-2 114-НН2Б95-30-12 40-375-ТН-12-4-4
7.2.11.1. Цилиндры скважинных
штанговых насосов
Цилиндры насосов могут изготавливаться в трех исполнениях:
ЦБ _ цилиндр цельный безвтулочный толстостенный; ЦТ — ци-
линдр цельный безвтулочный тонкостенный; ЦС — цилиндр вту-
7очный (составной) из набора втулок, стянутых внутри кожуха
переводниками.
Толстостенные (рис. 7.103) и тонкостенные безвтулочные ци-
линдры должны изготавливаться из прецизионных холоднотя-
нутых труб, материал которых определяется условиями эксплу-
атации насосов. Внутренняя поверхность цилиндра после ме-
ханической обработки должна быть подвергнута термохими-
ческому упрочнению, например, азотированию, на глубину 0,2—
0,5 мм. Твердость упрочненного слоя — HV 870... 1124 кгс/мм2
(8,7...П,2 ГПа). Отношение наружного и внутреннего диамет-
ров (D/ d) для толстостенных цилиндров составляет 1,15—1,5,
для тонкостенных — 1,1. Технические характеристики безвту-
лочных цилиндров представлены в таблице 7.26.
Втулочные (составные) цилиндры (рис. 7.104) состоят из кор-
пуса, стальных или чугунных втулок и переводников, обеспечи-
вающих стяжку и герметизацию втулок по их торцам. Техничес-
кая характеристика цилиндров представлена в таблице 7.27.
Корпус насоса представляет собой трубу, изготовленную из
низколегированной конструкционной стали.
Втулки изготавливаются из сталей марок 38Х2МЮА, 50Г,
40Х, 45, а также из серого чугуна СЧ28-48. Внутренняя повер-
хность втулок после механической обработки азотируется
(сталь 38Х2МЮА) или подвергается закалке ТВЧ. Материа-
лы, рекомендуемые для изготовления цельных и составных
цилиндров в зависимости от условий эксплуатации, приведе-
ны в табл. 7.28.
303
Технические характеристики безвтулочных
цилиндров скважинных насосов
Таблица 7.26
Шифр цилиндра Условный размер насоса, мм Размеры цилиндра, мм Резьба, мм Длина цилиндра (мм) при длине хода плунжера, мм
Наруж- ный диаметр D Номинальный внутренний диаметр d (при допуске +0,05) На нижнем / на верхнем конце d\/di, 1200 1800 2500 5 3Q00 3500 4500 6000
I 2 3 4 5 6 7 8 ч9 10 11 12
ЦБ-27в-Ь 29 38,5 26,99 М33х1,5 3300 3900 4500 4500 5100 5100 5700 - - -
ЦБ-32в-Ь 32 45 31,75 М38х1,5 3300 3900 4100 4500 4500 5100 5700 5100 5700 6600 - - —
ЦБ-38в-Ь 38 57 38,1 СпМ44х1,5 3300 3900 4200 4500 4800 5700 5100 5400 5700 5700 6000 6300 - -
ЦБ-38с-Ь 38 57 38,1 СпМ44х1,5 - - - - - 6600 6900 7200 8100 8400 8700
UE-44B-L 44 57 44,45 М50х1,5 3300 3900 4500 5100 5100 5700 5700 6600 - -
ЦБ-44с-Ь — — — — > 6600 7200 8100 8700
ЦБ-50с-1_ UB-50B-L 50 59,7 50,80
Продолжение табл. 7.26
] 2 3 4 5 6 7 8 1 9 1 10 1 11 1 12 1
HE-57B-L 57 73 57,15 М 62x2 k.’-i i - 3900 3600 4500 4200 5100 5700 4800 5700 6600 5400 - -
ЦБ-57с-Ь - - - - - 6600 7200 8100 8700
UB-38B-L 38 51 38,1 М48х1,5 3300 3900 4500 5100
ЦБ-32н-Б 32 45 31,75 M38xi,5 СпМ43х1,5 2700 3300 3900 4500 - - -
Ц Б-44н-1_ 44 60 44,45 М52х1,5 М58х1,5 2800 3400 4000 4600 5200 6100 -
UB-57H-L 57 73 57 М64x1,5 М70х2 2800 3400 4000 4600 5200 6100 -
ЦБ-бЗн-L 63 73 63,5
ЦБ-70н-Ь 70 86 69,85 М78х2 СпМ84х2 - - 4000 4600 5200 6100 -
ЦБ-95н-1 95 111 95.25 СпМ 102x2 СпМ 108x2 - - 4200 4800 5400 6300 -
ЦБ-44н-Ь 44 57 44,45 М 55х 1,5 3900 4500 5100 5700 6600 —
ЦБ-57н-Ь 57 70 57,15 М64х1,5 3600 4200 4800 5400 6300
ЦТ-57н-Б 57 65 57,15 М64х1,5 3600 4200 4800 5400 6300
ЦТ-57b-L 57 65 57,15 М64х1,5 3600 4200 4800 5400 6300 —
UT-70H-L 70 80 69,85 М78*2 — 3600 4200 4800 5400 6300 —
UT-70B-L 70 80 6,985 М78х2 3600 4200 4800 5400 6300 —
ЦТ-95В-Б 95 105 95,25 СпМ 104x2 3600 4200 4800 5400 6300
UT-95H-L 95 105 95,25 СпМ96х2 3600 4200 4800 5400 6300 —
Рис. 7.103. Цилиндры исполнения ЦБ:
а — ЦБ-da-l; ЦБ-da-l; ЦБ-dH-l; б~ ЦБ-dH-l; в - ЩБ-dB-l;
г — ЦБ-dH-l.У; д — ЦБ-dc-l; 7 — переводник; 2 — цилиндр
306
Рис. 7.104. Цилиндры исполнения ЦС:
а — ЦС-н-1; б — ЦС-н-1; в — ЦС-в-1; 1 — переводник цилиндра;
2 — корпус; 3 — втулки; 4 — переводник удлинителя
307
308
Технические характеристики составных
цилиндров штанговых насосов
Таблица 7.27
Шифр цилиндра Условный размер Размеры цилиндра, мм Резьба, мм Длина цилиндра' (Мм) при длине хода пл&тжёра, мм
насоса, мм Наружный диаметр, D Номинальный внутренний диаметр d (при допуске +0,05) На нижнем / на верхнем конце d\/d2, 1200 1800 250^ 3000 3500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
LJC-27B-L 27 38,5 26,99 М33х1,5 3300 3900 4500 4500 5100 5100 5700 -
UC-32B-L 32 45 31,75 М38х1,5 3300 3900 4500 4700 4500 5100 5700 5100 5400 5700 —
UC-38B-L 38 51 38,10 СпМ44х1,5 3300 3900 4200 4500 4800 5700 5100 5400 5700 5700 6000 6300
ЦС-38н-Е 38 51 38,10 СпМ44х1,5 3300 3900 4200 4500 4800 5700 5100 5400 5700 5700 6000 6300 1
Продолжение табл. 7.27
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 |
HC-44B-L 44 57 44,45 M50xl,5 3300 3900 4500 5100 5100 5400 5700 6600
UC-44H-L 3300 3900 4500 5100 5100 5400 5700 6600
UC-50B-L 50 63 50,80
UC-50H-L
UC-57B-L 57 70 57,15 М62х2 — 3900 3600 4500 4200 5100 5700 6000 5400 5700 6600
UC-57h-L — 3900 3600 4500 4200 5100 5700 4800 5700 6600 5400
ЦС-бЗв-L 63 73 63,5
ЦС-бЗн-L
UC-70H-L 70 86 69,85 М78х2 СпМ84х2 - - 4000 4600 5200
ЦС-95н-1_ 95 111 95,25 СпМ 102x2 СпМ 108x2 - - 4200 4800 5400
Таблица 7.28
Материал цилиндров и условия эксплуатации
№ п/п Материал Условия эксплуатации
1 Углеродистая сталь с упрочнением внутренней поверхности, серый чугун Некорродируюшая неочищенная нефть без абразивных компонентов
►j Угл ероЛйНая сталь с терЙоХиМическим упроч- нением внутренней поверхности, низколеги- рованная сталь с термо- химическим упрочнением, серый чугун Некорродирующая обводненная неочищенная нефть с немногими абразивными компонентами
3 Углеродистая и низко- легированная сталь с твердохромированным покрытием внутренней поверхности Обводненная неочищенная нефть с невысокой коррозией соленой водой и повышенным содержанием абразивных компонентов
4 Закаленная нержавеющая сталь Сильно обводненная неочищенная нефть с высокой коррозией соленой водой и немногими абразивными компонентами
5 Монель-металл Сильно обводненная неочищенная нефть для тяжелых условий коррозии соленой водой с СО2 и H2S, без абразивных компонентов
6 Монель-металл сталь с твердохромированным покрытием внутренней поверхности Сильно обводненная неочищенная нефть для тяжелых условий коррозии соленой водой с СО2 и H2S и повышенным содержа- нием абразивных компонентов
310
7.2.11.2. Плунжеры скважинных
штанговых насосов
Плунжеры скважинных штанговых насосов имеют следую-
щие исполнения:
Р1Х _ с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой
на верхнем конце и хромовым покрытием наружной поверхнос-
ти П2Х — то же, без цилиндрической расточки на верхнем кон-
це’ ГПА — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточ-
кой на верхнем конце и азотированной наружной поверхнос-
тью, П2А — то же, без цилиндрической расточки на верхнем
конце, ГНИ — с кольцевыми канавками, цилиндрической рас-
точкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности
методом напыления, П2И — то же, без цилиндрической расточ-
ки на верхнем конце; П1НХ — с кольцевыми канавками, ци-
линдрической расточкой на верхнем конце и хромовым покры-
тием наружной поверхности и наружной присоединительной
резьбой; П1НИ — с кольцевыми канавками, цилиндрической
расточкой на верхнем конце, упрочнением наружной поверхно-
сти методом напыления и наружной присоединительной резь-
бой; П1 Нм — с манжетными (металлическими и неметалличес-
кими) уплотнителями и наружной присоединительной резьбой
(см. рис. 7.105 и таблицу 7.29).
Кроме указанных типов плунжеров, допускается конструк-
ция плунжеров с гладкой цилиндрической поверхностью и с вин-
товой канавкой.
Плунжеры изготавливаются из цельнотянутых, стальных
труб с толщиной стенки от 5 до 9,5 мм и длиной 1200, 1500 и
1800 мм.
Для повышения износостойкости и коррозионной стойкости
плунжера применяется хромирование. Толщина хромового по-
крытия должна быть не менее 0,08 мм, микротвердость покры-
тия — HV 7,5...11,0 ГПА (750...1100 кгс/мм2).
Допускается вместо хромирования применять химико-тер-
мическую (азотирование), термическую обработку (закалка
ТВЧ) или нанесение порошковых покрытий. В качестве фи-
нишной механической обработки наружной поверхности плун-
жера должно применяться последовательно шлифование и по-
лирование.
311
a — исполнения ШХ, П1А, П1И;
б ~ исполнения П2Х, П2А, П2И;
в — исполнения П1 Нм
312
Таблица 7.29
Технические характеристики плунжеров
' Шифр плунжера Наружный диаметр £> (кратный 0,025) при допуске - 0,013, мм Присоединительная резьба d, мм Длина L, мм
1 2 3 4
-П1Х-27-1Г“ П1А-27-12 П1Х-27-18 П1А-27-18 26,89-26,99 М24х1,5 1200 1800
' П1Х-32-12П П1А-32-12 П1Х-32-18 П1А-32-18 31,65-31,75 М27х!,5 1200 1800
П1Х-38-12 П1А-38-12 П1Х-38-15 П1А-38-15 П1Х-38-18 П1А-38-18 38,00-38,10 М33х1,5 1200 1500 1800
П1Х-44-12 П1А-44-12 П1Х-44-18 П1А-44-18 44,35-44,45 М38х1,5 1200 1800
П1Х-50-12 ША-50-12 П1Х-50-18 П1А-50-18 50,70-50,80 М48х1,5 1200 1800
П1Х-57-12 П1А-57-12 П1Х-57-18 ША-57-18 57,05-57,15 М50х],5 1200 1800
ГПХ-63-12 П1А-63-12 ГНХ-63-18 П1А-63-18 63,40-63,50 М62х2 1200 1800
П2Х-27-12 П2А-27-12 26,89-26,99 М24х|,5 1200
П2Х-32-12 П2А-32-12 31,65-31,75 М27х[,5 1200
П2Х-44-12 Г12А-44-12 44,35-44,45 М38х1,5 1200
П2Х-44-18 _ П2А-44-18 1800
313
Продолжение табл. 729
1 2 3 4
П2Х-50-12 П2А-50-12 П2Х-50-18 П2А-50-18 50,70—50,80 М48х1,5 1200 1800
П2Х-57-12 фП2А-57-?12 ^2Х-57-15 П2А-57-15 - 'Я^Й?57,15 №50x1,5 1200 1500
П2Х-63-12 П2А-63-12 П2Х-63-18 П2А-63-18 63,40-63,50 №62x2 1200 1800
П2Х-7О-12 П2Х-70-12 69,75-69,85 №62x2 1200
П2Х-95-12 П2А-95-12 95,15—95,25 №82x2 1200
П1И-27-12 П1И-27-18 26,89-26,99 №24x1,5 1200 1800
П1И-32-12 П1И-32-18 31,65-31,75 №27x1,5 1200 1800
П1И-38-12 П1И-38-15 П1И-38-18 38,00-38,10 №33x1,5 1200 1500 1800
П1И-44-12 П1И-44-18 44,35-44,45 №38x1,5 1200 1800
П1И-57-12 П1И-57-18 57,05-57,15 №50x1,5 1200 1800
П2И-27-12 26,89-26,99 №24x1,5 1200
П2И-32-12 31,65-31,75 №32x1,5 1200
П2И-44-12 П2И-44-18 44,35-44,45 №38x1,5 1200 1800
П2И-57-12 П2И-57-15 57,05-57,15 №50x1,5 1200 1500
П2И-70-12 69,75-69,85 №62x2 1200
П2И-95-12 95,15-95,25 №82x2 1200
П1 Нм-44-05 44,35-44,45 М38х),5 500
ГННм-57-05 57,05-57,15 №50x1,5 500
ГННм-70-05 69,75-69,85 №62x2 500
П1Нм-95-05 95,15-95,25 №82x2 500
314
рабочие поверхности цилиндра и плунжера рекомендуется
выполнять с разной величиной твердости для обеспечения при-
мотки деталей и их минимального суммарного износа.
Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров сква-
жинных штанговых насосов в зависимости от условий эксплуа-
тации, приведены в табл. 7.30.
Таблица 7.30
Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров
№ п/п Материал Условия эксплуатации
1 2 3
1 Углеродистая сталь Некорродирующая нефть без абразивных компонентов
2 Закаленная углеродистая сталь или углеродистая сталь с твердохроми- рованным покрытием Некорродирующая нефть с малым количеством абразива
3 Углеродистая сталь с твердосплавным покрытием Некорродирующая нефть с повы- шенным содержанием абразивных компонентов
4 Углеродистая сталь, низколегированная сталь с твердохромированным покрытием Обводненная нефть с невысокой коррозией соленой водой и абразивными компонентами
5 Углеродистая или нержавеющая сталь углеродистая сталь с твердохромированным покрытием Обводненная нефть с повышен- ной коррозией соленой водой и абразивными компонентами
6 Углеродистая или нержавеющая сталь углеродистая сталь с твердохромированным покрытием Сильно обводненная нефть с повышенной коррозией соленой водой, без абразивных компонентов
7 Нержавеющая сталь с твердосплавным покрытием Преимущественно обводненная нефть, для тяжелых условий коррозии соленой водой с СО2 и HjS, с высоким содержанием абразивных компонентов
8 Нержавеющая сталь с глиноземистым твердым покрытием Соленая вода с нефтью, для тяжелых условий коррозии соленой водой с СО2 и H2S, с высоким содержанием абразивных компонентов
315
Продолжение табл. 7.30
1 2 3 ~
9 Плунжер с уплотнительным манжетами, улучшенная углеродистая сталь Смесь нефти и соленой воды, ' преимущественно абразивная, при очень низкой коррозии соленой водой
10 t Плунжер с уплот- нительными манжетами и о/порными-к^Яёцами, нержавеюдцай' сталь Смесь нефти и соленой воды, преимущественно абразивная, с повышенной коррозией соленой водой
11 Плунжер с пазами для установки уплотнительных колец, улучшенная углеродистая сталь Смесь нефти и соленой воды, преимущественно абразивная, при низкой коррозии соленой водой
В зависимости от величины зазора между плунжером и ци-
линдром предусмотрены группы посадок, указанные в табли-
це 7.31.
Таблица 7.31
Группы посадок сопряжения
«плунжер — цилиндр»
Группа посадки Минимальный зазор, мм Максимальный зазор с учетом допуска на изготовление цилиндра и плунжера, мм
1 0,0 0,063
2 0,025 0,088
3 0,050 0,113
4 0,075 0,138
5 0,100 0,163
316
7.2.11.3. Клапаны скважинных
штанговых насосов
Клапаны скважинных штанговых насосов могут иметь два
исполнения по конструкции седла клапана — с цилиндричес-
ким седлом и с цилиндрическим седлом с буртом (рис. 7.106).
Оба исполнения по конструкции могут иметь нормальный и
уменьшенный диаметр шарика.
В зависимости от характера откачиваемой среды детали кла-
панов изготавливаются из различных материалов, приведенных
в таблице 7.32.
Таблица 7.32
Материалы деталей клапанов
скважинных штанговых насосов
№ п/п Материал шара Материал седла
I Нержавеющая закаленная сталь Нержавеющая закаленная сталь
2 Нержавеющая закаленная сталь Спеченный металлопорошок
3 Нержавеющая закаленная сталь Твердый сплав (карбид вольфрама)
4 Нержавеющая закаленная сталь Нержавеющая закаленная сталь с кольцом из твердого сплава (карбид вольфрама)
5 Твердый сплав (карбид вольфрама) Твердый сплав (карбид вольфрама)
6 М еталл окерам и ка Нержавеющая закаленная сталь с кольцом из твердого сплава (карбид вольфрама)
7 Стеллит (сплав кобальта, никеля и хрома) Стеллит (сплав кобальта, никеля и хрома)
Технические характеристики клапанов представлены в
табл. 7.33.
317
Таблица 7.33
Технические характеристики клапанов V*
Нормальный размер шара Уменьшенный размёр*шара
Обозначение клапана Размеры, в мм Обозначение клапана Размеры, в мм
Диаметр седла Диаметр шарика Высота клапана Диаметр седла Диаметр шарй^а Высота клапана
1 2 3 4 5 6 д 8
К-223-159 22,35 15,875 23,1-24,4 К-223-143 22,35 14,288 21,9-23,2
К-223-175 22,35 17,462 24,3-25,5 - - - -
К-253-190 25,35 19,05 25,4-26,7 К-253-175 25,35 17,468 24,3-25,5
К-253-222 25,35 22,225 27,9-29,1 - - - -
К-313-238 31,35 23,813 31,5-32,8 КБ-313-238 31,35 23,813 31,5-32,8
КБ-313-222 31,35 22,225 30,4-31,6
К-363-270 36,35 26,988 33,9-35,2 КБ-363-270 36,35 26,988 33,9-35,2
КБ-363-254 36,35 25,4 32,8-34
К-363-286 36,35 28,575 35,1-36,4 КБ-363-286 36,35 28,575 35,1-36,4
s’
Продолжение табл. 7.33
1 2 3 4 5 6 7 8
К-423-317 42,35 31,75 37,4-38,8 КБ-423-317 42,35 31,75 37,4-38,8
К-483-349 48,35 34,925 39,8-41,1 КБ-483-349 48,35 34,925 39,8-41,1
КБ-483-317 48,35 31,75 37,4-38,8
К-483-381 48,35 38,1 42,2-43,5 КБ-483-381 48,35 38,1 42,2-43,5
К-603-429 60,35 42,862 50,8-52,1 КБ-603-429 60,35 42,862 50,8-52,1
КБ-603-381 60,35 38,1 42,2-43,5
К-603-508 60,35 50,8 56,7-58,1 КБ-603-508 60,35 50,8 56,7-58,1
К-738-540 73,8 53,975 59-60,4 К-738-508 73,8 50,8 56,7-58,1
К-798-600 79,8 60 68,5-70,0 КБ-798-600 79,8 60,0 68,5-70
К-798-698 79,8 69,8 75,877,3 КБ-798-698 79,8 69,85 75,8-77,3
К-878-698 87,8 75,877,3 КБ-878-600 87,8 60,0 68,5-70
К-978-730 97,8 73,025 78,2-79,7 К-978-762 97,8 76,2 80,6-82,1
К-1038-762 103,8 76,2 80,6-82,1 - - - -
Рис. 7.106. Конструктивное исполнение седел клапанов:
а — клапан КБ; б — клапан К
7.2.11.4. Замковые опоры, уплотнительные элементы,
автосцепы, сливные устройства
и штоки скважинных штанговых насосов
Замковая опора (якорь) вставных штанговых насосов вместе
с уплотнением насоса должна обеспечивать герметичное зак-
репление насоса в опорной муфте колонны НКТ на заданной
глубине скважины.
Вставные штанговые насосы с неподвижным цилиндром мо-
гут иметь в зависимости от исполнения замковые опоры в верх-
ней или в нижней части насоса. Насосы с подвижным цилинд-
ром могут иметь замковые опоры только в нижней части насоса.
Замковая опора может иметь механический или гидравличес-
кий якорь, который должен предотвращать срыв насоса под дей-
ствием усилий трения, возникающих между цилиндром и дви-
жущимся вверх плунжером.
Механический якорь должен обеспечивать фиксацию и уп-
лотнение вставного насоса за счет силового воздействия и гео-
метрического замыкания.
Механический якорь опоры типа 31 располагается в верхней
части вставного насоса и состоит из фиксирующего и уплотни-
тельного устройства (рис. 7.107, а). Фиксирующее устройство имеет
цанговую пружину и ответную деталь — упорный ниппель. Уп-
320
Рис. 7.107. Замки:
а — исполнение 31; б — исполнение 32; в — гидравлический замок
лотнительное устройство состоит из седла и уплотнительного коль-
ца, сопряжение между которыми происходит по конической по-
верхности. Допускается исполнение уплотнительного устройства
С дополнительным уплотнительным неметаллическим кольцом,
расположенным в цилиндрической расточке опорной муфты.
Механический якорь замковой опоры типа 32 (рис. 7.107, б)
расположен в нижней части вставного насоса и имеет конструк-
цию, аналогичную опоре 31.
321
21 Из
Гидравлические замки опор 31 и 32 (рис. 7.107, в) состоят из
посадочной оправки, несущей на себе посадочные манжеты и
опорные кольца, и стакана, являющегося частью опорной муф-
ты колонны НКТ.
Цанговая пружина замковой опоры должна изготавливаться
из стали 40Х и подвергаться закалке до твердости HRC 40...45.
Седло уплотнительного устройства должно изготавливаться
из стали 30X13 и подвергаться термической обработке до твер-
дости HRC
Уплотнит^синое кольцо должно изготавливаться из коррози-
онностойкой стали или из спеченного металлопорошка и под-
вергается термообработке до твердости HRC 40...45.
Остальные детали замковых опор должны быть изготовлены
из конструкционной стали, причем верхнюю часть направляю-
щей клетки и защитную втулку подвергается термической обра-
ботке для повышения стойкости против истирания.
Технические характеристики замков представлены в табл. 7.34.
Таблица 7.34
Технические характеристики замков насосов
Шифр замка Присоединительная резьба Габаритные размеры, Dx L, мм
нижняя, d\ верхняя, d2
31-27-32 32-27-32 М42хЗ М33х1,5 M38/I.5 48,2x410
31-38-44 32-38-44 М52 СпМ44х1,5 М50х1,5 59,7x430
31-50 32-50 М62х2 М62х2 72,9x475
Автосцеп и сливное устройство насосов исполнения ННБА
предназначены соответственно для сцепления штанг с плунже-
ром насоса и слива жидкости из полости насосно-компрессор-
ных труб при демонтаже насоса.
Вариант конструктивного исполнения автосцепа и сливного
устройства представлен на рис. 7.108.
322
2 Т 4 5 6 7 в 9 10 11 12 14 15 16 11 16 19
1 3 6 10 11 2 4 5 12 13 7 ft 15 16 П 8 18 19
Рис. 7.108. Автосцеп и сливное устройство исполнения ННБА:
а — сцепленное положение с закрытым сливным устройством; б — отцепленное
положение с открытым сливным устройством; 1 — переводник штока; 2 — муфта;
3— центратор; 4, 17 — патрубки; 5— золотник; 6— шток; 7— резиновое кольцо;
8— упор; 9 — цилиндр; 10, /£—контргайки; 11 — цанговый захват; /2 — сердечник;
13 — стакан захвата; 14 — вкладыш; 15 — кольцо; 16 — пружина; 19 — клетка плунжера
Сливное устройство представляет собой патрубок со слив-
ным отверстием в верхнем конце (см. рис. 7.108). Патрубок ввер-
нут в цилиндр насоса, в расточке которого установлен упор
Внутри патрубка расположен золотник. Технические характери-
стики сливного устройства представлены в табл. 7.35.
Таблица 7.35
Технические характеристики сливного устройства
Г *111ифр сливнётй' устройства > Присоединительная резьба Габаритные размеры D*L, мм
нижняя, d\ верхняя*, di
УС1-38-44 М42хЗ НКТ60 60 х410
УС 1-57 М52 НК.Т73 73 х430
УС1-70 М56 НК.Т73 73x475
УС1-95 М56 НКТ89 89 х530
* По ГОСТ 633.
Автосцеп состоит из отделяемой части, прикрепленной к ко-
лонне насосных штанг, и части, закрепленной на переводнике
плунжера.
Отделяемая часть автосцепа включает в себя переводник што-
ка, центратор, шток, контргайку и цанговый захват.
Закрепленная на переводнике плунжера часть автосцепа со-
стоит из сердечника с вкладышем и патрубком. На наружной
поверхности этой части расположен подпружиненный стакан
захвата.
При зацеплении цанговый захват отжимает стакан вниз и,
когда конец захвата попадает в карман сердечника, стакан под
действием пружины перемещается вперед и запирает захват.
В это же время центратор перемещает золотник вниз, закрывая
сливное отверстие в патрубке.
При отцеплении стакан упирается в упор и, отжимаясь, осво-
бождает цанговый захват, который выходит из зацепления с сер-
дечником. В это же время вкладыш отводит золотник вверх, от-
крывая при этом сливное отверстие патрубка. Технические ха-
рактеристики автосцепа представлены в табл. 7.36.
324
Технические характеристики автосцепа
Таблица 7.36
" ' Шифр автосцепа Присоединительная резьба Габаритные размеры, Ох L, мм
нижняя*, d\ верхняя, di
—— ДС1-38Л4 Ш19 М33х1,5 М38х1,5 48,2x410
АС1-57 М22 СлМ44х1,5 М 50x1,5 59,7x430
АС1-70 Ш22 М62 х2 72,9x475
АС1-95 Ш25 М62 х2 89 х530
* По ГОСТ 13877.
Штоки штанговых насосов применяют для соединения плун-
жера с колонной насосных штанг. В верхней части штока име-
ется головка, лыски которой взаимодействуют с замком насоса
или защитным клапаном. Шток может изготовляться состав-
ным, в этом случае головка к нему присоединяется резьбой.
Технические характеристики штоков представлены в табл. 7.37.
325
Технические характеристики штоков
Таблица 7.37
Обозначение штока Размеры, в мм Длина L при длине хода плунжера, мм
Диаметр высадки, мм Диаметр гладкой части, мм Присоедини- тельная резьба верхняя* / нижняя** 900 1200 1800 2500 зооД 3500 4500 6000
Ш1Н-18 36 18 Ш16/М18х1,5 1080 1480 2080 2680 3280 - - -
Ш1Н-23 36 23 Ш19/М22х1,5 1080 1180 1780 2380 2980 3590 4500 -
Ш1н-26 40 26 Ш22/М26х1,5 - - - 2380 2980 3590 4500 6000
Ш1В-18 36 18 Ш16/М18х1,5 - 2180 2780 3380 3980 - - -
Ш1в-23 36 23 Ш19/М22х1,5 - 2180 2780 3380 3980 3580 5480 6980
Ш1в-26 40 26 Ш22/М26х1,5 - - - 3380 3980 4590 5480 6980
* По ГОСТ 13877.
** По ГОСТ 9150.
7.2.11.5. Общие требования
t к скважинным штанговым насосам
Скважинные штанговые насосы изготавливаются в соответ-
ствии с техническими требованиями или стандартом по норма-
тивной и технической документации, утвержденной в установ-
ленном порядке.
Элементы штанговых насосов должны быть выполнены из
материалов, которые обеспечивают эксплуатацию изделия в со-
ответствии с его заявленными параметрами. Цилиндры сква-
жинных штанговых насосов выполняются из металлов различ-
ных марок в зависимости от геолого-технических условий до-
бычи.
Внутренний диаметр цилиндра должен соответствовать ука-
занному в таблицах 7.26 и 7.27. Значение фактического диамет-
ра цилиндра заносится в паспорт насоса.
Конструкция насоса должна обеспечивать высокую степень
унификации узлов по присоединительным размерам.
Конструкция переводников должна обеспечивать удобство
монтажа насоса на устье скважины и надежность захвата эле-
ментов насоса стандартными элеваторами и спайдерами.
Конструкция цилиндров и плунжеров должны соответство-
вать следующим требованиям:
Максимальная разность размеров внутреннего диаметра од-
ного цилиндра 0,03 мм.
Общая длина цилиндра и удлинителей рассчитывается из ус-
ловия обеспечения максимального хода плунжера с выходом в
удлинители примерно на 1/4 часть его длины плюс запас не
менее 150 мм.
Допускаются различные методы упрочнения внутренней по-
верхности цилиндров. Цилиндры, упрочненные азотированием,
должны иметь поверхностную твердость внутренней поверхнос-
ти не менее HV 8,7 ГПА (870 кгс/мм2) и минимальную микро-
твердость на глубине 0,12 мм не ниже Нц 4,4 ГПа (440 кгс/мм2).
Общая глубина азотированного слоя от 0,2 до 0,5 мм.
Допуск прямолинейности оси канала цилиндра — 0,1 мм на
базовой длине 1 м (допуск зависимый). Допуски торцового бие-
ния должны соответствовать 8-й степени точности, цилиндрич-
ности — 6-й степени точности по ГОСТ 24643.
327
Плунжеры глубинных насосов выполняются из металлов раз-
личных марок в зависимости от геолого-технических условий
добычи. Стальные плунжеры изготавливаются с хромированным
твердосплавным покрытием или азотированными в зависимос-
ти от геолого-технических условий добычи.
Заготовки, используемые для изготовления хромированных
плунжеров, не должны иметь раскатанных пузырей и загрязне-
ний (волосовин), плен и других дефектов. Хромированная по-
верхности должна быть блестящей, светло-серого цвета с сине-
ватым или молочно-матовым оттенком, без сколов, шелушения,
растрескивания. В соответствии с ГОСТ 9.301 допускаются не-
равномерности цвета, отдельные риски без нарушения покры-
тия, не выводящие размеры детали за предельные отклонения, и
не более трех сквозных пор на 100 мм2 площади поверхности.
Толщина хромового покрытия должна быть не менее 0,08 мм.
Покрытие должно иметь прочное сцепление с основным метал-
лом, величина адгезии должна быть выше нагрузок, стремящихся
оторвать покрытие при эксплуатации. Микротвердость твердого
хромового покрытия — HV 7,5... 11,0 ГПА (750... 1100 кгс/мм2).
Наружная рабочая поверхность плунжера исполнения ПИ
должна иметь покрытие толщиной не менее 0,35 мм и твердо-
стью не менее HV 6,6 ГПА (660 кгс/мм2).
Плунжеры с упрочненным азотированным слоем должны иметь
поверхностную твердость не менее HV 8,7 ГПА (870 кгс/мм2)
и минимальную микротвердость на глубине 0,12 мм не менее
Нр4,4 ГПа (440 кгс/мм2). Общая глубина азотированного слоя
от 0,2 до 0,5 мм.
Номинальный наружный диаметр плунжера выполняется в
соответствии с требуемой группой посадки в зависимости от
внутреннего диаметра цилиндра. Предельные отклонения наруж-
ного диаметра для всех типоразмеров плунжеров и любой груп-
пы посадки равны: верхнее — 0, нижнее — минус 0,013 мм.
Значение фактического диаметра плунжера записывается в
паспорт насоса.
Присоединительные резьбы переводников насоса в зависи-
мости от требований заказчика выполняются согласно ГОСТ 633
или по API Spec 5ВХ. Резьба на штоках и в переводниках, со-
прягаемых с деталями скважинных штанговых насосов выпол-
няется метрической по ГОСТ 9150.
328
резьба на переводниках скважинных штанговых насосов, со-
ягаемых с НКТ, выполняется по ГОСТ 633 (резьба гладких
v6) По требованию заказчика резьба переводников может
выполняться по ГОСТ 633 (резьба НКТ с высаженными наружу
концами) или по API Spec 5ВХ.
резьба на деталях, сопрягаемых с насосными штангами, вы-
полняется по ГОСТ 13877. По требованию заказчика резьба на
указанных деталях может выполняться по API Spec 1IAX.
Резьба нижних переводников насосов выполняется по ГОСТ
633 (резьба гладких труб) или по ГОСТ 6357 (трубная цилиндри-
ческая резьба).
Заусенцы на ребрах и кромках деталей должны быть удалены,
острые кромки притуплены с шероховатостью не ниже прилега-
ющих поверхностей, если на чертеже нет других указаний.
Детали насоса и опоры, за исключением особо точных и обес-
печивающих герметичность (шарик, седло клапана, плунжер и
т.п), должны иметь антикоррозионное покрытие. Допускается
применение комбинации нескольких видов покрытия, напри-
мер:
лакокрасочное — для цилиндра, муфт, удлинителей; фосфа-
тирование — для деталей замка, фильтра, корпуса клапана.
На цилиндре насоса или его переводнике, на видном мес-
те, доступ к которому обеспечивается после монтажа на устье
скважины, должна укрепляться табличка, выполненная по
ГОСТ 12971 и ГОСТ 12969. Размер шрифта — не менее 5 по
ГОСТ 2.304. На табличке указывается:
— наименование или товарный знак предприятия-изготови-
теля;
— типоразмер насоса;
— номер стандарта;
— номер изделия по системе нумерации завода-изготови-
теля;
— месяц и год выпуска.
Вместо таблички допускается нанесение шрифта на цилиндр
или переводник насоса краской, а также электрохимическим
травлением или ударным способом.
329
7.2.12. Насосные штанги
Насосные штанги, соединенные в штанговую колонну, пере-
дают возвратно-поступательное движение от точки подвеса штанг
поверхностного привода к плунжеру насоса.
Штанга представляет собой стальной стержень круглого се-
чения диаметром 12 (в некоторых источниках указан диаметр
IJ мм), 16, 18,мм, с высаженными концами. На концах
шланги имеет^я|участок квадратного сечения для захвата под
ключ при свйнчйвании-развинчивании, и выполнена резьба мет-
рическая специальная, причем резьба накатывается. Штанги
соединяются между собой муфтами.
ГОСТ 13877-80 предусматривает изготовление штанг номи-
нальной длиной 8000 мм. Для подбора необходимой длины под-
вески колонны изготовляются укороченные штанги длиной 1000,
1200, 1500, 2000 и 3000 мм [34].
Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают со-
единительные муфты, а штанг разных размеров — переводные
муфты. Муфты каждого типа изготовляют в двух исполнениях: с
лысками под ключ и без них.
Муфты из стали марок 40 и 45 подвергают поверхностной
закалке током высокой частоты (ТВЧ). Для тяжелых условий
эксплуатации муфты изготовляют из легированной стали марки
20Н2М.
Штанги поставляют с навинченными на один конец муфта-
ми. Открытая резьба штанги и муфты защищается колпачками
или пробками;
Для изготовления насосных штанг (табл. 7.38) используют
сталь следующих марок:
— 40, нормализованная и нормализованная с последующим
поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ;
— 20Н2М (никель-молибденовая), нормализованная, норма-
лизованная с последующим поверхностным упрочнением
нагревом ТВЧ или нормализованная с последующей объем-
ной закалкой и высоким отпуском;
— 15НЗМА, нормализованная с последующим поверхност-
ным упрочнением нагревом ТВЧ;
— 15Х2НМФ, закалка и высокий отпуск или нормализация и
высокий отпуск;
330
Характеристика материалов отечественных насосных штанг
Таблица 7.38
Показатель Сталь марки
40, Нормализа- ция или нормализа- ция с последующим поверхностным упрочнением твч 20Н2М, Термоулуч- шение ЗОХМА, Термо- улучше- ние 15НЗМА, Термо- улучше- ние 15Х2НМФ, закалка + высокий отпуск 15Х2ГМФ, Термоулуч- шение в процессе изготовления проката 15X2 ГМФ, Термоулуч- шение в процессе изготовления проката и штамповки головок
Предел прочности при растяжении, МПа 570 630 610 650 700 770 1060
Предел текучести, МПа 320 520 400 500 630 680 950
Относительное сужение, % 45 65 62 60 63 50 50
Твердость по Бринелю 217 260 229 229 255 270 270
— ЗОХМА, нормализованная с последующим высоким отпус-
ком и упрочнением нагревом ТВЧ;
— 15Х2ГНМФ, закалка и высокий отпуск или нормализация
и высокий отпуск.
Маркировка насосных штанг наносится на двух противопо-
ложных сторонах каждого квадрата. На одной стороне квадрата
наносятся [говард^^^ак или условное обозначение предприя-
тия*изготовителд'^-условный номер плавки, на другой стороне
квадрата — марка стали, год выпуска и квартал. Допускается
после обозначения наносить технологическую маркировку заво-
да-изготовителя. На штанге, подвергнутой обработке ТВЧ, на-
носится буква Т.
На наружной поверхности муфты поверхностно-пластичес-
ким деформированием наносится маркировка, содержащая: то-
варный знак или условное обозначение предприятия-изготови-
теля; марку стали; год выпуска и квартал; букву С (для муфт, не
подвергнутых обработке ТВЧ).
Марку стали маркируют буквами:
У - сталь 40 и сталь 45; Н - 20Н2М; X - ЗОХМА;
Р - 15НЗМА; П - 15Х2НМФ; Т-15Х2ГМФ;
С — 36М17 (для румынских штанг).
Год выпуска маркируют одной последней цифрой календар-
ного года. Кварталы маркируют буквами:
А — первый; Б — второй; Г — третий; И — четвертый.
Условный номер плавки маркируется тремя цифрами.
Примеры маркировки штанг:
Ш375 Н9А, где Ш — условное обозначение завода им. лейте-
нанта Шмидта; 375 — номер плавки; Н — сталь марки 20Н2М;
9 — год изготовления 1999; А — первый квартал; МПОБ С52А,
где М — условное обозначение Мотовилихинского завода; П —
сталь марки 15Х2НМФ; 0 — год изготовления — 2000; Б — вто-
рой квартал; С — штанги сорбитизированные; 52 — номер плав-
ки; А — литер смены.
Примеры условного обозначения штанг и муфт (по ГОСТ
13877-80).
Штанга диаметром 19 мм, длиной 8000 м из стали марки сталь 40:
штанга насосная ШН19-40;
332
то же длиной 3000 мм:
***’ штанга насосная ШН19-3000-40;
то же, подвергнутая поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ:
штанга насосная ШН19-3000-40Т;
то же, с соединительной муфтой исполнения 1:
штанга насосная I1IH19-3000-40T-1.
Муфта соединительная диаметром 19 мм; исполнения 1,
из стали марки сталь 40, подвергнутая обработке ТВЧ:
муфта МШ19 (ГОСТ 13877-80);
то же, не подвергнутая обработке ТВЧ:
муфта МШ19-С (ГОСТ 13877-80);
то же, исполнение 2, из стали марки 20Н2М, не подвергну-
той поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ:
муфта МШ19-2 -20Н2М-С (ГОСТ 13877-80).
Резьба штанги диаметром 19 мм обозначается:
резьба Ш19 (ГОСТ 13877-80).
Соответствие прочности штанг российского производства клас-
сам прочности штанг по API Spec НВ представлено в табл. 7.39.
Величина предела пропорциональности материала штанг ха-
рактеризует и классифицирует прочностные характеристики са-
мой штанги (класс С, К, Д по API Spec 1 IB) [35].
Продолжаются разработки стеклопластиковых или углеплас-
тиковых насосных штанг для использования в скважинах с кор-
розионно-активной средой. Конструкция аналогична стальным
штангам, т.е. есть гладкое тело штанги и высаженная часть с
резьбой. Но здесь могут быть разные варианты: либо сама выса-
женная часть и резьба выполняется из композита (стеклоплас-
тик или углепластик), либо резьба и высаженная часть штанги
выполнена из стали, а сама высаженная часть прикрепляется к
гладкому телу штанг. Вариант крепления высаженной части штан-
ги к ее гладкой части представлен на рис. 7.109. Основная осо-
бенность стеклопластиковых штанг — их малая масса: при оди-
наковой прочности они в 3—4 раза легче стальных, но в 2—3
Раза эластичнее. Обычно их используют (в сочетании со сталь-
ными штангами) в глубоких скважинах (более 2000 м) или в
скважинах с высококоррозионной пластовой жидкостью.
333
Таблица 7.39
Соответствие прочности штанг российского производства
классам прочности штанг по API Spec 11В
Марка стали £ Вид термо- обработки Класс штанг в соответст- вии с API Spec ИВ Нагрузка, при которой достигается предел текучести, кН Нагрузка, ’ при которой достигается предел прочности, кН
ШН19 ШН22 ШН19 ШН22
40 Нормали- зация С 86 116 153 207
20Н2М Нормали- зация К 105 142 161 218
15НЗМА Термоулуч- шение к 134 182 174 236
15Х2НМФ Закалка и высокий отпуск к 169 229 188 254
15Х2ГМФ Термоулуч- шение в процессе изготовления д 169 229 190 258
15X2 ГМФ Термоулуч- шение в процессе изготовления д 269 362 300 403
Головка штанги
Рис. 7.109. Конструкция стеклопластиковой насосной штанги
334
Кроме сплошных насосных штанг, могут применяться полые
й трубчатые штанги. Полые штанги предназначены для пере-
И чи движения от головки балансира станка-качалки плунжеру
^кважинного насоса при непрерывной или периодической по-
паче в полость насосных труб ингибиторов коррозии, ингибито-
в отложения парафина, растворителей парафина, теплоноси-
телей, деэмульгаторов, жидкости гидрозащиты насоса. Продук-
ция скважины при этом отбирается по кольцевому пространству
между полыми штангами и НКТ. Другим вариантом примене-
ния полых штанг является откачка пластовой жидкости с высо-
ким содержанием механических примесей. При этом откачка
пластовой жидкости проводится по центральному каналу. За счет
малого диаметра проходного сечения увеличивается скорость
движения откачиваемой жидкости по каналу, что препятствует
выпадению (оседанию) механических примесей из потока жид-
кости. Полые штанги конструктивно состоят из трубчатой ос-
новной части и резьбовых концов, которые присоединяются к
трубчатой части с помощью сварки (рис. 7.110) [36].
Рис. 7.110. Конструкция полой насосной штанги
Марки стали, применяемые для изготовления полых насос-
ных штанг, соответствуют маркам стали, применяемым для из-
готовления обычных насосных штанг. Исходным материалом для
изготовления полых насосных штанг служит бесшовная холод-
нокатанная калибрированная труба. Головки, изготовляемые
335
методом горячей объемной штамповки, предварительно свер-
лятся. Вслед за предварительной обработкой головка штанги
соединяется с трубой многослойной сваркой кольцевым швом
Затем зона сварного шва — корневой слой сварочного соедине-
ния — растачивается. Этим специальным методом обработки и
сварки достигается точная соосность штанги и головки. После
сварки вся штанга подвергается термической обработке, правке
растяжением и дополнительному контролю соосности. Дефек-
тоскопия, нарезание- резьбы, и калибровка производятся таким
образом,-'Чт0г' и у цельнометаллических штанг. Ввиду того
что у полых насосных штанг самым критическим местом явля-
ется зона сварного шва, этой зоне следует уделять особое вни-
мание. Полые насосные штанги после нанесения каждого слоя
сварки полностью проверяются капиллярным методом. В до-
полнение к этой проверке определенное количество готовых
штанг подвергается 100 %-й рентгеноскопии всей зоны сварно-
го шва.
Технические характеристики полых штанг,
выпускаемых в РФ
Наружный диаметр штанги, мм......42
Толщина стенки, мм..............3,5
Наружный диаметр муфты, мм.......57
Длина штанги, мм:
полномерной..................6000
укороченной.......... 1000, 1500, 2000
Масса полномерной штанги, кг.....25
Зарубежные фирмы (например — SBS, Австрия) также вы-
пускают полые насосные штанги. В табл. 7.40 представлены ос-
новные размеры зарубежных полых насосных штанг [35].
При применении полых штанг изменяется конструкция обо-
рудования устья скважин, в состав которого входят устьевой саль-
ник для полых штанг, устьевой полый шток, трубопровод шар-
нирный или рукав высокого давления и др. (см. рис. 7.111)-
Колонна насосных штанг может выполняться не только из
отдельных, дискретных штанг, соединенных между собой с по-
мощью резьбы, но и в виде непрерывной колонны.
336
Таблица 7.40
Основные размеры полых насосных штанг фирмы SBS
Наруж- ный диаметр OD, дюйм/ (мм) Внут- ренний диаметр ID, дюйм/ (мм) Толщи- на стенки, дюйм/ (мм) Размер под ключ дюйм/ (мм) Длина лыски под ключ L, дюйм/ (мм) Диаметр бурта, F, дюйм/ (мм) Длина цапфы <7Р, дюйм/ (мм) Диаметр цапфы РР, дюйм/ (мм)
7/8 1/8 1/4 1 1 7, 1 'Л 1,437 1,061
(22,2) (9,52) (6,35) (25,4) (31,75) (38,1) (36,50) (26,95)
1 1/2 1/4 1 1 'А 1 7s 1,625 1,186
(25,4) (12,7) (6,35) (25,4) (31,75) (41,27) (41,27) (30,13)
1 0,630 0,185 1 I 74 1 7s 1,625 1,186
(25,4) (16,0) (4,7) (25,4) (31,75) (41,27) (41,27) 30,13)
1 '/8 0,709 0,208" 1 7,6 1 '/2 2 1,875 1,347
(27,6) (18,0) (5,29) (33,3) (38,1) (50,8) (47,63) (34,89)
К непрерывным насосным штангам (ННШ) относятся прут-
ковые и гибкие штанги.
Прутковые ННШ представляют собой колонну необходимой
длины, состоящую из отдельных участков разного поперечного
сечения. Отдельные участки колонны соединяются с помощью
сварки в стык, сварной шов проходит термическую и механи-
ческую обработку и имеет прочность 0,95—1,00 с основным те-
лом штанги. Поперечное сечение участков ННШ выбирается из
условий равнопрочности колонны. Колонна ННШ может со-
стоять из нескольких (до 10) участков, условный диаметр кото-
рых различается на 1,5 мм. Как правило, такая штанга имеет
ыассу на 8—10% меньше, чем аналогичная колонна обычной
конструкции. Поскольку штанга имеет непрерывную конструк-
цию с соединениями только на насосе и полированном штоке,
22 Ив
337
сила трения такой колонны по колонне НКТ и в перекачивае-
мой жидкости значительно меньше. Помимо этого, из-за отсут-
ствия муфт ННШ большего размера можно устанавливать в НКТ
меньшего диаметра (рис. 7.112) [37].
При транспортировании прутковых ННШ, а также при спус-
ке и подъеме их из скважины колонна штанг наматывается на
барабан, диаметр которого выбран из условия возникновения в
теле штанг напряжений изгиба, не превышающих предел теку-
чести материала штанг. Из-за этого диаметр барабана для на-
мотки непрерывных штанг может достигать величины 7—11 м.
Для уменьшения этих размеров поперечное сечение штанг вы-
полнено не круглым, а эллиптическим, причем намотка штанг
на барабан происходит по малой оси эллипса.
338
Рис. 7.112. Расположение в колонне НКТ
стандартной и непрерывной штанги
Опыт создания и применения ННШ, выполненных из сталь-
ных прутков эллиптического сечения, впервые созданных ка-
надской фирмой Corod Manufacturing [37] и показавших свою
работоспособность и эффективность на нефтяных промыслах
Северной Америки выявил не только их технические и эконо-
мические преимущества, но и недостатки, к главным из кото-
рых можно отнести большой габарит агрегата для проведения
спуско-подъемных операций с ННШ. Большой (от 6 до 12 м)
339
диаметр барабана для намотки ННШ обусловлен требованиями
минимальной деформации штанг при их размещении на бараба-
не. В соответствии с разработками специалистов Corod
Manufacturing эта деформация изгиба не должна была превы-
шать величину, при которой напряжения в теле ННШ составля-
ют от 70 до 90 % предела пропорциональности (или предела те-
кучести) материала штанг. Эти требования были основаны на
\^огочирленных;^€Оретических и экспериментальных работах,
свидетельствующих о недопустимости эксплуатации насосных
штанг, которые потеряли прямолинейность из-за неправильной
транспортировки, хранения или эксплуатации. Авторы указан-
ных работ утверждали, что предварительная деформация изгиба
насосных штанг приводит к их преждевременному выходу из
строя из-за снижения усталостной прочности материала и появ-
ления дополнительных нагрузок в теле штанг из-за их непря-
молинейности.
Непрерывная штанга наматывается на барабан с напряжени-
ями, не превышающими пропорциональности (текучести), в связи
с чем при разматывании штанги (т.е. при спуске ННШ в сква-
жину) штанга сама принимает прямолинейную форму и не име-
ет остаточных напряжений в своем теле. Однако для выполне-
ния этих условий необходимо, чтобы радиус кривизны изгиба
штанги на барабане и радиус поперечного сечения самой штан-
ги находились в следующей зависимости:
г : R- < 0,002. (7.120)
Следовательно, для штанг диаметром 25 мм диаметр бараба-
на должен превышать 12,5 м, а при использовании штанг эл-
липтического сечения с размером малой оси 14 мм диаметр ба-
рабана может быть уменьшен до 7,0 м. То есть, транспортировка
агрегатов с барабанами таких размеров по дорогам как общего
пользования, так и по промысловым с наличием электрических
сетей является трудной задачей (рис. 7.113).
Гибкие ННШ могут выполняться в виде канатов различных
конструкций или лент, выполненных из металлических или ком-
позитных материалов.
Применение в скважинной насосной установке канатных
штанг в современных глубоких скважинах, продукция которых
340
Рис. 7.113. Транспортировка колонны ННШ
обладает значительной коррозионной активностью, не может быть
реализовано без решения вопросов о жесткости каната и сопро-
тивлении усталостной прочности каната при его использовании
в качестве непрерывных наматываемых штанг.
Вопрос о жесткости каната при использовании его в качестве
колонны насосных штанг возникает в связи с тем, что в настоя-
щее время ШСНУ используются для откачки пластовой жидко-
сти из глубоких (до 3500 м) скважин со значительными величина-
ми динамического уровня (до 2000 м) и при дебитах до 80 м3/сут,
для чего используют насосы с диаметрами до 70—120 мм.
При таких условиях эксплуатации гидравлическая нагрузка
на колонну насосных штанг может достигать больших значений
и приводить к деформации (удлинению) колонны насосных
штанг (или, что то же самое — к потере эффективной длины
хода плунжера). Так, для достаточно часто встречающихся ус-
ловий эксплуатации — динамический уровень Я = 1200 м,
плотность откачиваемой жидкости р = 950 кг/м3, условный диа-
метр насоса dH = 44 мм при использовании колонны стальных
насосных штанг диаметром diu = 22 мм — потеря хода плунжера,
подвешенного на глубине в 1400 м, составляет 350 мм, т.е. мо-
жет достигать 10 % хода точки подвеса колонны штанг для таких,
наиболее часто применяемых приводов СШНУ, как станки-ка-
чалки типа СК8, ПШ8 и др. При перемещении плунжера насоса
с помощью обычного стального каната возникают такие пробле-
341
мы, как конструктивное и упругое удлинение каната, износ, кор-
розия, остаточная деформация и обрыв отдельных проволок и
прядей, приводящих к быстрому износу каната и НКТ. Обыч-
ные канаты, применяемые в нефтяной промышленности, не могут
быть использованы для привода существующих ДСНУ ввиду зна-
чительных конструктивных удлинений (порядка 50 см на 500 м
подвески скважинного насоса) и малой устойчивости к механи-
ческому.износу и^рррозии [7]. Удлинение же каната специаль-
ней конструкЖ!г(например — по ГОСТ 10506-76) при исполь-
зовании егоТЛткалогичных условиях дает потерю хода плунжера
на 15 % больше, чем при использовании стандартной колонны
штанг, т.е. 402 мм. Следовательно, потеря хода плунжера дос-
тигнет 11,5 % от длины хода точки подвеса колонны штанг.
Фирмами «Bethlehem Steel» и «Du Pont de Nemure» (Франция)
были проведены испытания канатных тяговых органов [16]. Эк-
спериментальный канат представлял собой свивку из 37 прово-
лок. Каждая проволока сначала обрабатывалась ингибитором, а
затем покрывалась слоем нейлона толщиной 0,25 мм. Из суще-
ствующих видов пластмасс нейлон был выбран из-за водонеф-
тестойкости и стойкости к ползучести. Готовый канат покры-
вался защитной оболочкой из нейлона толщиной 0,625 мм для
защиты проволок от истирания или механического поврежде-
ния при транспортировке или в процессе эксплуатации. В боль-
шинстве скважин канат работал хорошо. Обрывы происходили
в основном в тех скважинах, где в добываемой жидкости было
значительное содержание сероводорода.
Аналогичные работы по совершенствованию тягового органа
скважинных насосных установок ведутся в СНГ. В РГУ нефти и
газа им. И. М. Губкина была разработана СШНУ с балансир-
ным приводом, у которой в качестве гибкого тягового органа
использовался канат закрытой конструкции по ГОСТ 10506-76
диаметром 20 мм. Научно-исследовательские и опытно-конст-
рукторские работы позволили сделать вывод о достаточно высо-
кой выносливости этого каната (несколько превышающей кор-
розионную выносливость стандартных штанг из стали 20Н2М),
а также о благоприятном воздействии использования каната на
работу всей установки в целом. Последнее происходит из-за дем-
пфирующих свойств каната, что приводит к уменьшению дина-
мических составляющих общей нагрузки на наземный привод-
342
лпение разработанной конструкции на нефтяных промыслах
твердило работоспособность и эффективность оборудования
П возможность проведения спуско-подъемных операций с высо-
КИМИ скоростями [7].
уменьшение сил трения каната о перекачиваемую жидкость
и стенки НКТ, снижение динамических нагрузок и увеличение
коэффициента наполнения насоса происходит за счет конструк-
тивных особенностей канатов, играющих не только роль штан-
говой колонны, но и роль амортизатора, демпфера. Эти же кон-
структивные особенности каната требуют дорабатывать, суще-
ствующие методики оценки состояния и работоспособности обо-
рудования ШСНУ, основанные на анализе динамограмм. Умень-
шение массы канатной штанги по сравнению со стандартной может
вызвать затруднения при ходе плунжера вниз, поэтому для нор-
мальной работы установки необходимо применять утяжелители.
Иногда неметаллический трос на основе стекловолокна и
полимерных связывающих материалов в литературе по штанго-
вым насосным установкам называют кабелем. Часто кабель имеет
металлический наполнитель для увеличения его массы, что обес-
печивает усилие, необходимое для хода плунжера скважинного
насоса вниз.
Классификация колонны штанг или «тягового органа», ис-
пользуемого в установках скважинных штанговых насосов, пред-
ставлена на рис. 7.114.
Многими зарубежными фирмами применяется комбиниро-
ванный тяговый орган — стандартная штанговая колонна с гиб-
ким элементом. Так, например, фирма Маре для длинноходовых
установок серии LSPU применяет стандартную штанговую ко-
лонну с полированным штоком необходимой длины, который с
помощью клиновой подвески соединяется с гибким элементом
[16]. В качестве последнего используется сдвоенный стальной
канат диаметром 31 мм, по наружной поверхности защищенный
специальным полимерным покрытием. При работе установки
канат подвергается растягивающей нагрузке от 25 до 195 кН и
напряжению изгиба при прохождении через направляющий блок
и при намотке на барабан. Применение стального каната и поли-
мерного покрытия, снижающего контактное напряжение между
канатом и телом направляющего блока и барабаном лебедки, по-
зволяет значительно уменьшить их диаметры [16].
343
Рис. 7.114. Классификация различных типов тягового органа СШНУ
по конструктивным признакам
Для уменьшения диаметра приводного барабана в ДСНУ,
разработанной фирмой «Bender» (США), в качестве гибкого эле-
мента тягового органа используется широкая лента. Упругие свой-
ства ленты позволяют уменьшить динамические нагрузки на
привод установки, а также энергетические затраты. Испытания
установки Prolif, проведенные фирмой «Reed American Products»
(США), показали, что использование ленты в качестве гибкого
элемента уменьшает почти в 10 раз количество ремонтов из-за
ее повреждения по сравнению с канатом [16].
Преимущество комбинированного тягового органа состоит в
том, что в этих случаях в установках используются отработан-
ные конструкции колонны насосных штанг, уплотнительных
устьевых устройств, соединительных узлов с полированным што-
ком и плунжером скважинного насоса. Мачтовая конструкция
наземного привода позволяет производить смену скважинного
насоса без использования агрегата для подземного ремонта сква-
жины.
В установке Liftronic в качестве гибкого тягового органа ис-
пользована грузовая пластинчатая цепь длиной около 13 м и
максимальной нагрузкой 54 кН. Хотя фирма не дает данных о
типоразмере применяемой цепи, стандарт API позволяет выб-
рать конструкцию и размеры грузовой цепи по условиям эксп-
луатации. Применение цепи в качестве гибкого тягового органа
позволило уменьшить диаметр барабана лебедки наземного при-
вода по сравнению с барабаном для каната. Наряду с этим, при-
менение цепи в качестве гибкого элемента имеет следующие
недостатки: большое поперечное сечение цепи ведет к усложне-
нию конструкции устьевого уплотнения, сильный шум при ра-
боте цепи, необходимость в дополнительном сложном устрой-
стве для смазки цепи, малая долговечность цепи из-за воздей-
ствия агрессивной среды и механических примесей.
В длинноходовых скважинных насосных установках (ДСНУ)
в качестве гибкого непрерывного тягового органа может приме-
няться стальная лента. Она представляет собой стальную полосу
прямоугольного сечения [16, 40, 39]. Толщина ленты выбирает-
ся из условия намотки ее на барабан установки без упругоплас-
тической деформации, а ширина — из условия размещения лен-
ты внутри НКТ. Два этих условия приводят к тому, что пло-
щадь поперечного сечения тягового органа часто оказывается
345
недостаточной для восприятия циклических нагрузок, возника-
ющих при работе насоса.
Недостатком такого тягового органа является их низкая на-
дежность, обусловленная тем, что стальная лента подвергается
износу из-за трения о внутреннюю поверхность НКТ в абразив-
ной среде, а также при многослойной навивке на барабан. На-
личие микротрещин, надрезов, рубцов на поверхности и по тор-
цам стальной ленг^в условиях агрессивной коррозионной сре-
дни большая йЛЙщадь контакта тягового органа с откачиваемой
жидкостью приводит к быстрому коррозионно-усталостному
разрушению ленты. Кроме того, форма тягового органа делает
крайне затруднительным разработку и изготовление надежного
устьевого уплотнения ленты. Стальные ленты выпускают отрез-
ками длиной 200—300 м, и стыковка этих отрезков для обеспе-
чения необходимой длины представляет сложную задачу. Вслед-
ствие этого использование таких установок определяется лишь
сравнительно неглубокими скважинами. Эти недостатки могут
быть преодолены при использовании в ДСНУ канатов и неме-
таллических лент, которые прошли промысловые испытания
совместно со скважинными насосными установками с обычной
длиной хода.
Одним из направлений по усовершенствованию тягового орга-
на скважинного насоса является применение в качестве непре-
рывной штанги неметаллической ленты, изготовленной из ви-
нилэфира, армированного графитными волокнами. Фирма Hanlun
(США) приступила к выпуску ленты Ribbon Rod [16, 39]. Матери-
ал ленты имеет высокий модуль упругости и обладает достаточ-
ной жесткостью для использования в скважине и гибкостью для
намотки на барабан. Барабан диаметром 2,4 м для намотки лен-
ты длиной 1500 м монтируется на грузовике. Размер ленты
35,6x1,8 мм, линейная плотность 0,108 кг/м, предельное кратков-
ременное разрывное усилие 56 кН, предел прочности на разрыв
862 МПа. Рекомендуемая максимальная рабочая нагрузка 26,6 кН
при температуре 77 °C.
Анализ испытаний в различных скважинах опытного об-
разца ДСНУ, в которой в качестве тягового органа использо-
валась лента, показали, что такая установка может обеспечить
добычу 32 м3/сут жидкости с глубины 1520 м при 10—12 ходах
в минуту.
346
Штанговая колонна работает в тяжелых условиях, на нее дей-
т агрессивная скважинная среда и переменные нагрузки,
С иводяшие к накоплению усталостных явлений в штанговой
олонне. Кроме этого, колонна штанг изнашивается вследствие
пения о колонну НКТ, особенно при эксплуатации в наклонно
направленных скважинах.
На штанговую колонну действуют следующие нагрузки:
• статические — вес штанговой колонны с учетом силы пла-
вучести и вес столба жидкости над плунжером высотой от дина-
мического уровня жидкости, за вычетом объема, занимаемого
штанговой колонной;
• динамические — силы инерции движущихся масс штанго-
вой колонны и жидкости, так как их движение осуществляется с
ускорением, а также силы вибрации, обусловленные волновыми
явлениями, возникающими в штанговой колонне при работе
насоса.
При работе штанговой колонны в наклонно направленных
скважинах и при откачке высоковязких жидкостей, эмульсий
необходимо учитывать силы трения штанговой колонны о тру-
бы и жидкость, так как их значение может быть соизмерено с
весом колонны.
Наибольшие растягивающие напряжения действуют в верх-
ней части колонны, наименьшие — в нижней. Однако в нижней
части колонны могут возникнуть и сжимающие напряжения при
ходе вниз при откачке вязких жидкостей и эмульсий. Это отри-
цательно влияет на долговечность работы штанговой колонны,
поэтому в этих условиях данный участок усиливают, т.е. приме-
няют тяжелые штанги или штанги большего диаметра.
Как было показано в предыдущем разделе настоящей книги,
возможно применение и специальных насосов с гидравлическим
утяжелителем низа штанговой колонны, что устраняет возможность
знакопеременного нагружения нижней части штанговой колонны.
Разрушение штанговой колонны носит усталостный харак-
тер. Промысловый опыт показал, что чаще всего штанга обры-
вается на участках длиной 0,25—0,35 м, прилегающих к голов-
кам, т.е. там, где конструкция имеет максимальные концентра-
торы напряжений за счет изменения формы штанги и где может
возникнуть изгибающий момент от возможной несоосности тела
И головки штанги.
347
В связи с усталостным характером разрушения штанг их дол-
говечность снижается при работе в коррозионной среде.
За рубежом штанги и муфты к ним выпускаются по стандар-
ту API Sped 1 В. Согласно данной спецификации стандарта на-
сосные штанги различают лишь по показателям прочности на
растяжение. Выбор материала, методов упрочнения, технологи-
ческих приемов изготовления, повышающих надежность штан-
ги, стандартом недоговорены и оставлены на усмотрение изгото-
вителя. Послед$%&- особенно сильно влияет на долговечность
работы штайтШбй колонны, поэтому при приобретении штанг,
выпускаемых по указанной выше спецификации API этому не-
обходимо уделять особое внимание. По показателям прочности
стандарт API разделяет штанги на классы.
Класс API К. Предел прочности на растяжение — минимум 85
ООО фунтов на квадратный дюйм (590 МПа), максимум 115 000
фунтов на квадратный дюйм (790 МПа).
Класс API С. Предел прочности на растяжение — минимум 90
ООО фунтов на квадратный дюйм (630 МПа), максимум 115 000
фунтов на квадратный дюйм (790 МПа).
Класс API D. Предел прочности на растяжение — минимум
115 000 фунтов на квадратный дюйм (790 МПа), максимум
140 000 фунтов на квадратный дюйм (969 МПа).
Обычно применяются углеродисто-марганцевые стали для
класса С, никелемолибденовые улучшенные стали для класса К
и хромомолибденовые улучшенные стали для класса Д.
Квадрат штанги маркируется твердым штампом, где указыва-
ется фирменный знак изготовителя, обозначение стандарта, класс
API, код идентификации расплава, месяц и год изготовления.
На рис. 7.115 представлен общий вид штанги, а в табл. 7.41
даны размеры штанги по стандарту API Sped 1В [36].
Для подгонки длины колонны штанг и длины колонны НКТ
спецификацией стандарта предусмотрен выпуск коротких штанг
(pony rods) с длинами 2, 4, 6, 8, 10 и 12 футов (610, 1220, 1830,
2440, 3050 и 3660 мм).
Резьбы готовых для отгрузки штанг смазываются специаль-
ной смазкой и защищаются пластмассовыми колпачками и заг-
лушками.
По стандарту АНИ предусмотрен выпуск муфт, которые могут
выполняться с лыской под ключ или без нее (рис. 7.116, табл. 7.42).
348
Рис. 7.115. Насосные штанги, по стандарту АНИ
Размеры штанги
по стандарту API Sped 1В
Таблица 7.41
Номинальный размер Размер под ключ, Wj, мм Длина ЛЫСКИ, под ключ, W,. мм Диа- метр бурта ММ Номиналь- ный диаметр, резьбы, мм Длина ниппеля Ц, мм
Диаметр, штанг, d Длина, штанги, L
дюйм ММ футы мм
5/8 15,9 22,2 31,75 31,75 23,8 31,75
3/4 19,0 25,4 31,75 38,1 26,99 36,5
7/8 22,2 25 или 30 7620 или 9140 25,4 31,75 41,28 30,16 41,28
1 25,4 33,3 38,1 50.8 34,52 47,63
Г/4 28,6 38,1 41,28 57,2 39,69 53,98
349
Рис. 7.116. Муфта
по стандарту АНИ
Видно, что для штанг 5/8, 3/4, 7/8, и 1,0 дюйм длина муфты
одинакова — 101,6 мм (4 дюйма). Ниппельная же часть штанги
при этом увеличивается. Поэтому при смазывании резьбовых
соединений внутренняя полость муфты может переполниться
смазкой, что препятствует свинчиванию соединения. Поэтому
обильная смазка резьбовых соединений не рекомендуется.
На долговечность штанговой колонны большое влияние ока-
зывает момент свинчивания резьбового соединения. При малом
моменте свинчивания торцы ниппеля и муфты могут при дей-
ствии растягивающей нагрузки расходятся и пластовая жидкость
имеет возможность воздействовать на резьбовую часть колонны
штанг, что приводит к быстрому выходу ее из строя. При слиш-
ком большом моменте свинчивания на резьбовую часть штанги
кроме растягивающей нагрузки от внешних сил действует растя-
гивающая нагрузка от предварительной затяжки резьбового со-
единения. Эта суммарная нагрузка может вызвать пластическую
деформацию ниппеля и его разрушение.
Прочность резьбового соединения должна быть не меньше
прочности тела штанги.
350
Таблица 7.42
Размеры муфты,
по стандарту API Spec 11В
'“диаметр штанги .'л'Ч г Наружный диаметр Dh мм Длина W, мм Размер под ключ Ws, мм Длина лыски под ключ, Wh мм Масса муфты, кг
дюйм ММ
5/8 15,9 38,1 101,6 34,9 31,8 0,60
3/4 19,0 41,3 101,6 38,1 31,8 0,70
7/8 22,2 46,0 101,6 41,3 31,8 0,85
1 25,4 55,6 101,6 47,6 38,1 1,10
1 ’А 28,6 60,3 114,3 53,99 41,3 2,00
Правильно свинченное резьбовое соединение должно созда-
вать на упорных торцах муфты и ниппеля такие сжимающие
нагрузки, чтобы при работе соединения в скважине максималь-
но возможное растягивающее усилие в штангах не могло раз-
жать и раскрыть стык. Если стык будет раскрыт, то резьбовое
соединение будет подвергаться воздействию коррозионно-актив-
ной пластовой жидкости и быстро выходить из строя. Поэтому
для правильного свинчивания колонны необходимо применять
специальные механические ключи. Свинчивание вручную штан-
говой колонны часто не позволяет достичь требуемых момен-
тов, что приводит к снижению наработок на отказ колонн на-
сосных штанг.
При сборке соединения необходимо очищать и смазывать
резьбу. Как указывается в работе [38], это сильно влияет на пра-
вильность сборки соединения, так как только 10—20 % создава-
емого крутящего момента расходуется на создание сжимающих
напряжений крутящего момента, остальная часть — на преодо-
ление трения.
В скважинах, где наблюдается коррозия оборудования и от-
ложение солей, для повышения надежности насосных штанг
Должны осуществляться мероприятия по подаче в скважину ин-
гибиторов.
351
Для форсированных режимов эксплуатации целесообразно
применять легирование и углеродистые штанги, закаленные ТВЧ
Для работы с насосами малых диаметров (29, 32, 38 мм) пред-
почтительнее использовать углеродистые штанги из стали марки
сталь 40 согласно расчетам глубин спуска.
Для эксплуатации скважин с глубиной спуска насоса более
1500 м отбором жидкости выше 40 м5/сут следует использовать
штанги из стали ма^рк ЗОХМА, 15НЗМА, 15Х2НМФ, закален-
Hbfe ТВЧ.! -
ТЗ условиях"-Шльнои коррозии хорошо работают штанги из
стали марки 15НЗМА.
Области применения насосных штанг в сочетании с типораз-
мерами насосов приведены в табл. 7.43 [41].
Штанги транспортируются в специальных пакетах, обеспе-
чивающих сохранение их от механических повреждений и ис-
кривления при проведении погрузочно-разгрузочных работ,
транспортировании, складировании и хранении.
Согласно ГОСТ 13877-80 штанги упаковываются в пакет мас-
сой брутто не более 500 кг. Допускается по заказу потребителя
упаковка штанг в пакет массой брутто до 1500 кг, объединение
нескольких пакетов массой брутто каждого до 500 кг в укруп-
ненный пакет массой брутто до 3500 кг.
Резьба штанг и муфт должна быть защищена предохрани-
тельными колпачками и пробками от повреждений, грязи и
влаги.
Погрузка и выгрузка штанг должна производиться при помо-
щи крана со специальной траверсой, имеющей не менее трех
подвесок.
Перевалки и укладывание пакетов штанг на промыслах про-
изводится также при помощи крана; при этом необходимо со-
блюдать следующие правила:
а) не допускается одновременный перенос больше одного
пакета штанг;
б) захват пакета штанг цепями или канатами производится не
менее чем в трех местах;
в) пакет штанг охватывают цепями или канатами вплотную
около средних хомутов —замков;
г) — штанги укладываются на стеллажи.
352
Таблица 7.43
Области применения насосных штанг
Спить марки Условия эксплуатации с учетом коррозионной активности продукции скважин Диаметр скважинных насосов, мм Допускаемое приведенное напряжение в штангах (МПа), не более
Сталь 40 Некоррозионные условия 29-95 70
29-44 120
57-95
2QH2M Некоррозионные условия 29—95 90
Коррозионные условия (с влиянием H2S) 60
Некоррозионные условия 29-44 130
Некоррозиоииыс условия 57-95 НО
Коррозионные условия (без влияния H2S) 29-95 100
Некоррозионные условия 29—95 100
Коррозионные условия 70
ЗОХМА Некоррозионные условия 29-44 130
57-95 110
Коррозионные условия 29-95 90
15НЗМА Некоррозионные условия 29-44 170
57-95 150
Коррозионные условия (с влиянием H2S) 29-95 120
15Х2НМФ Некоррозионные условия 29-95 100
Коррозионные условия (без влияния H2S) 29-95 90
Примерный тип стеллажа для хранения штанг на промыслах
приведен на рис. 7.117 [42].
Хранение штанг на земле недопустимо. Штанги, лежащие на
стеллажах, следует прикрывать только для предохранения от ат-
мосферных осадков.
23 Ив
353
Рис. 7.117. Стеллаж для хранения насосных штанг
а — стеллаж; б — упакованные штанги
На такой стеллаж сначала укладывают деревянные проклад-
ки, а затем пакеты штанг. Пакеты укладывают один на другой
(не более трех штук) так, чтобы хомуты одного пакета находи-
лись рядом с хомутами другого пакета или один над другим.
Штанги на промыслах следует транспортировать только штан-
говозами (например, ЗАПШ) с подъемным краном грузоподъ-
емностью до 500 кг или другими видами транспорта, имеющими
ровную платформу, превышающую длину штанг.
При перевозке штанг вертолетом пакеты штанг необходимо
охватить и стянуть хомутами или канатами не менее чем в четы-
рех местах и подвеску пакета производить при помощи травер-
сы, имеющей не менее трех стропов.
Распакованные штанги должны укладываться ровными ряда-
ми, между которыми поперек штанг должны устанавливаться
деревянные прокладки через каждые 1,5 м. Высота штабеля не
должна превышать 1,5 м.
Не допускается укладывать на одном стеллаже штанги, изго-
товленные из сталей различных марок и термообработок.
354
у поднятых из скважин штанг, предназначенных для даль-
ейшего использования, резьбовые соединения следует очистить,
с]4азать и предохранить их колпачками или пробками от по-
пеждений к скопления на них грязи и влаги.
Отбракованные штанги должны храниться отдельно от при-
годных для эксплуатации.
Штанги следует складывать на стеллажах или мостках без про-
гибов и свешивания их концов. Стеллажи (мостки) должны иметь
не менее четырех поперечных прокладок из труб (досок) или
сплошной настил из досок длиной не менее 8 м. На них не долж-
но быть посторонних предметов, отбракованных штанг и грязи.
Резервные штанги по маркам и типоразмерам должны хра-
ниться на стеллажах только на цеховом складе, отдельно от бра-
кованных.
При укладывании штанг следует применять только деревян-
ные междурядные прокладки.
Составление одноступенчатых или отдельных ступеней много-
ступенчатых колонн из штанг различных марок не допускается.
Конструкция резьбы штанг позволяет навинчивать муфту от
руки. Довинчивание муфты до бурта штанги с усилием не до-
пускается, так как это свидетельствует о порче или загрязнении
резьбы. Спуск штанги с забитой резьбой не допускается. После
соприкосновения торца муфты с буром штанги соединение сле-
дует тщательно закрепить ключом.
Правильное сопряжение резьб и их затяжка определяются
моментом свинчивания, равным для штанг диаметром; 16—300;
19-500; 22-700; 25 мм - 1100 Н-м.
Штанги и муфты, не дающие плотного соединения, нельзя
спускать в скважину, их следует браковать.
Недовинчивание муфты до бурта штанги недопустимо, так
как во время работы может произойти отворот или обрыв в резьбе.
Резьба штанг имеет высокий класс точности и малые до-
пуски от номинала, поэтому малейшие загрязнения или ржав-
чина могут затруднить свинчивание. Резьбы следует всегда хра-
нить в смазанном виде и с надетыми предохранительными кол-
пачками.
• Резьбу штанг и муфт следует очищать от густой смазки или
грязи специальным приспособлением, изготовленным из муфты
и головки штанги.
355
Для предохранения резьбы штанг и муфт от коррозии их не-
обходимо покрыть смазкой ЛЗ-162.
При развинчивании соединения не допускается обстукива-
ние муфты молотком, ключом или другими металлическими
предметами. Тугие соединения следует разъединять ключом с
рукояткой в 1 м.
Необходимо учесть* что неправильная зарядка штанг в элева-
торйтриводмт к ий^ях за головкой и, как следствие, к обры-
вам’в этом местегЗЙтрешается выпрямление искривленных штанг
их следует браковать.
При подъеме штанг их нужно тщательно осматривать с це-
лью обнаружения повреждений. Штанги и муфты с такими по-
вреждениями, как изгибы, зазубрины, коррозионный и механи-
ческий износ, не допускаются к дальнейшей эксплуатации, их
нужно браковать [42].
При обрыве или отвороте штанг в нижней части колонны, а
также при наличии заеданий плунжера на ходу и больших гид-
равлических сопротивлений в клапанах следует применять тя-
желый низ для штанговых колонн. Рекомендуемая масса тяже-
лого низа колонны штанг приведена в табл. 7.44.
В случае обрыва штанги на ее место необходимо поставить
новую. Установка случайной или же находившейся в работе
штанги на место оборвавшейся не допускается.
Оборвавшиеся штанги следует сохранить. Обе части, отре-
занные длиной 250 мм от места обрыва, необходимо связать и
прикрепить к ним бирку с указанием номера скважины, про-
мысла, марки стали штанги, даты обрыва и номера оборвавшей-
ся штанги, считая от устья скважины. Затем эти образцы пере-
дают исследовательской организации.
В случае одного-двух обрывов в новой колонне не следует
менять всю колонну. Такие обрывы могут быть следствием из-
гиба за головкой или плохой сборки резьбового узла.
После первого же обрыва штанги целесообразно прове-
рить нагрузку на головку балансира станка-качалки и пра-
вильность подбора штанговой колонны, при выявлении оши-
бок необходимо устранить их. После трех-четырех обрывов
штанг, следующих один за другим через короткие промежут-
ки времени, всю колонну штанг необходимо полностью заме-
нить на новую.
356
Таблица 7.44
Масса тяжелого низа колонны штанг
Условный диаметр насоса, мм Минимально необходимая масса тяжелого низа для 3 группы посадки плунжера, кг
Для насоса с одним нагнетательным клапаном при Sn Для насоса с двумя на гнетател ьны ми клапанами при Sn
10 20 30 10 20 30
29 45 50 55 45 50 55
32 50 55 60 50 55 60
38 60 65 70 65 75 85
44 70 75 80 75 85 90
57 80 85 90 85 100 МО
70 НО 115 120 110 130 160
95 140 150 170 150 170 210
7.2.13. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК:
СКРЕБКИ, ЦЕНТРАТОРЫ, СКВАЖИННЫЕ ДОЗАТОРЫ,
ШТАНГОВЫЕ АМОРТИЗАТОРЫ, ГАЗОСЕПАРАТОРЫ
Осложненные условия эксплуатации скважин штанговыми
насосными установками требуют применения дополнительных
средств, которые обеспечивают повышение надежности работа-
ющего оборудования.
Например, практически все нефтяные скважины Западной
Сибири и многие скважины в других регионах являются наклон-
но-направленными или искривленными. Практика эксплуата-
ции СШНУ показала, что значительное искривление скважины
приводит к резкому снижению наработки до отказа насосной
установки, в первую очередь — колонны насосных штанг и ко-
лонны НКТ. Постоянный контакт между муфтами насосных
357
штанг и внутренней поверхностью НКТ приводит к быстрому
износу муфт и к возможности выхода нирреля штанги из муф-
ты, т.е. к обрыву штанг. Одновременно с этим муфты штанг
действуя как резцы, прорезают металл НКТ. Из-за этого в теле
НКТ возникают повреждения, иногда сквозные. Такие повреж-
дения уменьшают площадь сечения тела НКТ, что в свою оче-
редь, может привести в конечном итоге даже к обрыву колонны
НКТ и падению о§£рудования на забой скважины. Кроме того,
сквозные повреждения в колонне НКТ приводят к утечкам че-
рез них добываемой жидкости.
Для защиты колонн НКТ и насосных штанг от взаимного
износа в наклонно-направленных скважинах необходимо при-
менять центраторы или протекторы.
Центраторы могут выполняться с поверхностями трения ка-
чения и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготов-
лении, дешевле, долговечнее в работе. Новейшие конструкции
центраторов изготавливаются комбинированными из стального
корпуса и полимерной рабочей оболочки или полимерных ро-
ликов. Винтовые центраторы скольжения по сравнению с ци-
линдрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивление.
Конкретный тип центратора подбирается в зависимости от по-
казателей интенсивности искривления скважины, расчетных
нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жид-
кости. При небольших величинах зенитного угла достаточно
применять центраторы скольжения. При значительных величи-
нах зенитного угла на интенсивно искривленных участках необ-
ходимо применять роликовые центраторы качения, на осталь-
ных участках — центраторы скольжения.
В интенсивно искривленных аварийных скважинах необхо-
димо комбинированное применение центраторов и других пре-
дохранительных устройств. Центраторы роликовые устанавли-
ваются в интервале набора кривизны или корректировки траек-
тории скважины, а в других искривленных участках — центрато-
ры скольжения. Пример исполнения центраторов представлен
на рис. 7.118.
Некоторые центраторы выполняют также роль скребков по
очистке НКТ от парафина и других отложений. Они должна
быть устойчивы к износу, ударам, изменениям температуры;
химическому воздействию нефти и пластовой воды; обладать
35&
Рис. 7.118. Конструкция центраторов:
д __ центратор-муфта с роликами; б — нентратор-муфта скольжения;
в — иентратор-скребок промежуточный
низкой абразивностью к металлу, создавать минимальные гид-
равлические сопротивления, иметь оптимальную стоимость.
На рис. 7.119 показана схема установки центраторов в сква-
жине [43, 44].
Наиболее успешные масштабные испытания центраторов
скольжения произведены в ОАО «Черногорнефть» и АО «Тат-
нефть». Импортные роликовые центраторы внедрялись в объе-
динении «Пурнефтегаз» фирмой «Бритиш Петролеум», однако в
недостаточных масштабах для заключения об их эффективнос-
ти. Изготовление наиболее простых конструкций центраторов
можно организовать в рамках самих нефтегазодобывающих фирм.
При выборе типа конструкций центраторов необходимо учи-
тывать их гидравлические характеристики. Все применяемые
центраторы скольжения (рис. 7.120) создают при возвратно-по-
ступательном движении в НКТ значительные сопротивления.
С возрастанием числа качаний их величина растет и может сни-
зить продуктивность, работы насоса, увеличить энергозатраты
на добычу, снизить МРП скважины. Необходимо обеспечить
оптимальное сочетание гидравлических характеристик центра-
торов с их устойчивостью к износу.
359
2
Рис. 7.119. Схема установки центратора в скважине
1 — станок-качалка; 2 — штанговращатель; 3 — насосные штанги;
4— насосно-компрессорные трубы; 5 — роликовый центратор; 6 —
скользящий центратор; 7— скребок-ограничитель; 8~ насос
360
Рис. 7.120. Центраторы скольжения зарубежного производства
Наилучшим образом этому требованию отвечают центраторы
турбинного типа. Все типы центраторов должны иметь закруг-
ленные углы, зауженные концы, увеличенное отношение длины
к диаметру. Такие характеристики позволяют уменьшить сопро-
тивление потоку нефти за счет минимизации турбулентности и
кавитации потока. Соответственно наилучшими являются цент-
раторы, позволяющие использовать их минимальное общее число
и вес в расчете на одну скважину.
Другим нормативным условием выбора центраторов является
суммарная стоимость в расчете на одну скважину при прочих
равных условиях. Габариты центратора не должны препятство-
вать проведению спускоподъемных операций в скважине, ло-
вильных и других работ.
361
Выбор типа центраторов в идеале должен базироваться на
максимально точный расчет нагрузок, действующих на глубин-
но-насосное оборудование в скважине. Однако в полевых усло-
виях это не всегда возможно.
На рис. 7.121 приведен центратор скольжения штанг конст-
рукции РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, который изготав-
ливается из полиуретана или полиамидной смолы. Центратор
устанавливается гуудтангу через его боковые противоположные
г^одольные
На рис. показан центратор качения, разработанный в
АО «Татнефть». В качестве тел качения в нем использованы стан-
дартные шарики от подшипников, установленные в гнездах кор-
пуса центратора и зафиксированные в этих гнездах от радиаль-
ного перемещения.
Рис. 7.121. Центратор штанг из полиуретана
При откачке пластовой жидкости с высоким содержанием
парафина, асфальтенов и смол в колонне НКТ может проис-
ходить отложение этих веществ. Для борьбы с асфальто-смо-
ло-парафинистыми отложениями (АСПО) при работе СШНУ
применяются штанговые скребки. Как уже отмечалось выше,
эти скребки могут быть совмещены с центраторами (так называ-
емые скребки-центраторы). Одним из таких устройств является
центратор, показанный на рис. 7.121. Другим, наиболее часто
362
рис-
7 122. Центратор штанг конструкции
АО «Татнефть»
] — НКТ 73 мм; 2 — шарик;
5 — резьба штанги диаметром 22 мм
применяемым на промыслах видом
скребков является пластинчатый
(рис. 7.123). Стальная пластина 1
крепится хомутами 2 (с помощью
сварки или запрессовки) к телу
штанги 1. Расстояние между скреб-
ками любых типов должно быть
меньше, чем длина хода плунжера
скважинного насоса для перекрытия
зон очистки внутренней поверхнос-
ти колонны НКТ. Для равномерной
очистки внутренней поверхности
НКТ от отложений скребки должны
постоянно поворачиваться вместе с
колонной насосных штанг или без
нее. В первом случае такой поворот
осуществляется с помощью штангов-
рашателя, во втором — за счет специальной формы скребка (на-
пример — винтовой), что приводит к вращению скребка за счет
сил трения.
Другим способом борьбы с АСПО является закачка в сква-
жину специальных химических реагентов. Однако подача хим-
реагентов с устья скважины часто является неэффективной, т.к.
реагент должен пройти через большую «подушку» пены и плас-
товой жидкости и попасть на прием скважинного насоса. По-
1 2 3
Рис. 7.123. Пластинчатый скребок на насосной штанге
] — пластина; 2 — хомут; 3 — штанга
363
этому наиболее эффективным становится применение скважин-
ного дозатора. Дозатор скважинный инжекционный (ДСИ-107)
разработан «ТатНИПИнефть» и успешно применяется на мно-
гих нефтяных промыслах. Предназначен для подачи водонера-
створимых ингибиторов на прием штангового насоса. Дозатор
может применяться в скважинах с обводненностью продукции
не менее 10% при температуре рабочей среды от 283 до 373 К
(10—100 °C). Плодцжгь применяемого ингибитора должна быть
ни^е плотност^ййъГ не менее чем на 50 кг/м3, а кинематичес-
кая вязкость — шГболее 450 мм2/с. Дозатор обеспечивает непре-
рывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут. На-
ружный диаметр скважинного дозатора — 107 мм, длина (без
трубчатого контейнера для реагента) — 400 мм, масса одного
комплекта — 22 кг.
Эксплуатация дозатора (рис. 7.124) осу-
ществляется следующим образом. Во вре-
мя подготовительных работ определяются
обходимый объем химреагента, длина
хвостовика (контейнера) из НКТ для раз-
мещения ингибитора и диаметр втулки
дозатора 23 для установления режима его
работы.
В скважину спускается колонна НКТ
расчетной длины, нижний конец которой
снабжен заглушкой 16 и пробкой 75.
Плотность и вязкость ингибитора оп-
ределяют при температуре среды на глу-
бине подвески дозатора в скважине, со-
держание воды в продукции скважины —
по данным предыдущей эксплуатации
скважины.
Рис. 7.124. Дозатор ДСИ-107:
/. И — корпус; 2 — камера; 3, 5 — контргайки;
4 — сопло; 6, 18 — гайка; 7— патрубок; 8, 10, 17 —
фильтр; 9, 20— седло клапана; 12— штуцер; 13 —
ниппель; 14 — трубка; 15 — пробка; 16— заглуш-
ка; 19 — колонна НКТ; 21 — шарики; 22 — труб-
ка; 23 — втулка
364
Втулка 23 размещается в камере 2, корпус 11 заворачивается
корпус 7. Присоединяют дозатор к колонне НКТ 19, предва-
ВИТельно ввернув трубку 14 в нижний конец гидролинии, и ус-
танавливают фильтр /7на нижнем конце нагнетательной гидро-
линии. Скважинный насос присоединяют к дозатору. Спуск
штангового насоса с дозатором в скважину производится в обыч-
ном порядке на необходимую глубину.
Подъем оборудования и извлечение его из скважины произ-
водится в порядке, обратном спуску. При этом для подъема труб
19 без жидкости необходимо слить их содержимое, сбив полую
пробку /5 сбрасыванием металлического лома в колонну НКТ
после отсоединения от нее дозатора.
Работу дозатора в скважине следует контролировать по изме-
нению дебита скважины, величине нагрузки на головку балан-
сира СК, химическому анализу устьевых проб добываемой жид-
кости.
Длину контейнера из НКТ для заливки раствора ингибитора
целесообразно подобрать с таким расчетом, чтобы повторная зап-
равка дозатора химреагентом производилась при очередном те-
кущем ремонте скважины.
При работе СШНУ с большими динамическими нагрузками
(при большой глубине подвески насоса, высокой частоте ходов
плунжера) для снижения амплитуды напряжений в колонне на-
сосных штанг в некоторых случаях применяются амортизаторы.
Амортизаторы могут встраиваться в саму колонну штанг или яв-
ляться частью подвески полированного штока. Схема скважин-
ного амортизатора, встроенного в колонну наосных штанг пред-
ставлена на рис. 7.125.
Амортизатор выполняется в виде стакана 7 с отверстием 3
в днище 4. При этом головка 9 верхней штанги связана со
стаканом 7резьбовым соединением, головка переводника ниж-
ней штанги 1 выполнена ступенчатой. Стакан 7 установлен
днищем 4 на ступени меньшего диаметра 2, а между ступенью
большего диаметра 6 и днищем 4 стакана размещен упругий
элемент 5.
В процессе спуска колонны насосных штанг стакан 7 обеспе-
чивает соединение двух штанг — верхней и нижней. Для регули-
рования зазора между двумя соединяемыми насосными штанга-
ми служит шайба 8. При ходе колонны насосных штанг вверх,
365
Рис. 7.125. Амортизатор штанговой колонны
когда имеет место наибольшая нагрузка
вначале страгивается верхний участок ко-
лонны штанг до места установки первого
компенсатора. Далее по мере увеличения
нагрузки произойдет сжатие упругого эле-
мента 5, и только после этого начнется дви-
жение следующего после компенсатора
участка. Таким образом, в процессе рабо-
ты компенсаторы, установленные в штан-
говой колонне через определенные интер-
валы, снижают инерционную нагрузку на
колонну штанг, уменьшая величину общей
нагрузки [44].
Имеется и много других конструктив-
ных схем амортизаторов, в частности —
амортизаторов, использующих демпфи-
рующие свойства канатов, которые так-
же снижают инерционную составляю-
щую максимальной нагрузки. В этом
случае канат необходимой длины и ди-
аметра встраивается в колонну насос-
ных штанг с помощью специальных пе-
реводников. Опыт показал, что применение двух-трех вста-
вок каната длиной по 8—10 м или одного длиной 20—25 м
вполне достаточно для снижения динамических нагрузок на
15-25%.
Еще одним видом дополнительного оборудования для эксп-
луатации нефтяных скважин с помощью штанговых насосов яв-
ляются газосепараторы.
Также как и в случае работы установок центробежных насо-
сов, газосепараторы обеспечивают уменьшение поступления сво-
бодного газа на прием скважинного штангового насоса. Как
уже указывалось выше, штанговые насосы обычного исполне-
ния не должны иметь на приеме свободного газа более 10%,
насосы специального исполнения — более 25%. Часто геолого-
технические условия эксплуатации нефтяных скважин не по-
366
ляют обеспечивать указанное количество свободного газа за
счет увеличения глубины спуска, что требует применения газо-
сепараторов.
Газосепараторы для штанговых насосов могут выпускаться как
По ОСТ 39-177-84, выпущенному Министерством нефтяной про-
мышленности СССР, так и по технической документации от-
дельных фирм-изготовителей. Конструктивные схемы газосепа-
раторов по ОСТ 39-177-84 представлены на рис. 7.126.
Все представленные газосепараторы имеют схожий принцип
действия — при повороте потока газожидкостной смеси за счет
разности плотности газа и жидкости происходит разделение по-
тока. После этого более легкий газ отводится по специальным
каналам в затрубное пространство, а поток жидкости подается
на прием насоса.
Практически все газосепараторы при разделении потоков
жидкости и газа производят и выделение из потока жидкости
механических примесей. Это выделение происходит также по
причине разности плотности жидкости (р = 800—1200 кг/м3) и
механических примесей (р = 2500—4300 кг/м3). Для сбора от-
делившихся механических примесей (песок, известняк и дру-
гие составляющие продуктивного пласта, а также ржавчина из
скважинного оборудования) в газосепараторах предусмотрены
специальные контейнеры. Контейнеры изготовлены из насос-
но-компрессорных труб и имеют заглушку в нижней части.
Верхняя часть контейнера присоединена с помощью резьбы к
нижней части газосепаратора. Количество насосно-компрессор-
ных труб и их объем зависит от количества механических при-
месей в откачиваемой пластовой жидкости и планируемой на-
работки на отказ скважинного оборудования.
367
а б в г д
Рис. 7.126. Схемы газовых сепараторов.
а - СГВД, б - СГВК, в - СГВЦ, г - СГНЧ, д - СГНП:
I, 8, 15, 20, 27, 32 — переводник; 2, 9, 21, 28 — приемная труба; 3, 10, 17, 22, 33 — корпус, 4 — переводник-
ограничитель, 5, 13, 24 — труба, 6,25 — нижний корпус, 7,19, 31,34 — наконечник, // — газозащитная воронка, 12,
14 — клапан, 16, 23 — ниппель, 18 — шнек, 20 — пеногаситель, 29 — элемент крепления, 30 — газосборная камера
7.2.13. СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ РАБОТОЙ
СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Для управления работой штанговой насосной установки, кон-
троля и зашиты электрооборудования наиболее часто применя-
ется блоки управления БУС-ЗМ и БУС-4 девяти модификаций,
станции управления СУС-01 и станции управления семейства
«Омь». Станции управления типа БУС и СУС выпускает фирма
«Нефтеавтоматика», Станции управления семейства «Омь» —
ДУП «Омский электромеханический завод».
Станции управления обеспечивают: ручной пуск и остановку
электродвгателя; автоматический его пуск (самозапуск), пуск и
остановку по заданной программе; защитное отключение элект-
родвигателя с задержкой в зависимости от перегрузки в устано-
вившемся режиме работы при возникновении аварийных ситуа-
ций (обрыве фаз, обрыве ремней, обрыве штанг, перегрузках по
току, неисправности насоса, заклинивании редуктора, повыше-
нии или понижении давления в выкидном трубопроводе на за-
данные уставки).
Защита электродвигателя от перегрузки осуществляется теп-
ловым реле. Выбор нагревательных элементов производится в
зависимости от мощности электродвигателя.
Схема станций позволяет дистанционно управлять работой
станка-качалки. Работу по заданной программе обеспечивает в
БУС-ЗМ реле времени типа РВ-5М, а в СУС-01 — блок управ-
ления и защиты БУЗ. Технические характеристики БУС-ЗМ и
СУС-01 приведены ниже.
БУС-ЗМ
Габаритные размеры, мм................ 1370x940x330
Масса, кг.......................................140
Срок службы (лет), не менее.......................8
Параметры питающей сети:
напряжение, В................................380
частота, Гц...................................50
Диапазон рабочих температур, К... 213—323(-60-+50 °C)
Мощность нагрузки (кВт), не более................55
369
24 Ив
СУС-01
Габаритные размеры, мм................. 835x690x330
Масса (кг), не более.............................56
Средний срок службы (лет), не менее............. 10
Питание станции осуществляется от сети
переменного тока с параметрами:
напряжение^-В...............................380
f частота,^Кс.л.......................................50± 1
Диапазбьг^йбочих температур, К..............213—323
Температура, поддерживаемая нагревателем
в станции СУС-01 (К), не ниже...................243
Потребляемая мощность (без нагревателя) (В-А)....50
Мощность нагревателя (кВт), не более............0,4
Время задержки самозапуска станка-качалки, с .... 10—150
Время работы и остановки станка-качалки,
управляемого по программе, ч...................2—30
Защитное отключение происходит по следующим причинам:
короткое замыкание, перегрузка двигателя, обрыв фаз, короткое
замыкание, от внешнего датчика.
В блок управления БУС-ЗМ входят установочный автомат с
электромагнитным расцепителем, трехполюсный контактор, теп-
ловые биметаллические реле, реле времени и универсальный
переключатель, смонтированные в металлическом пыле- и вла-
гонепроницаемом ящике. Снаружи ящика помещаются рукоят-
ки переключателя и штепсельная розетка.
Конструктивно станция управления СУС-01 выполнена в виде
шкафа навесного типа (рис. 7.127).
На стенке шкафа установлены розетки /7 для подключения
внешней нагрузки при ремонтных работах и блокировочный
рычаг 18, управляемый ручкой /5 для обеспечения подключения
(отключения) внешней вилки к розетке только при отключен-
ном автоматическом выключателе 14.
На левой стенке шкафа установлен клеммник 2 для подклю-
чения станции к трансформаторной подстанции.
В верхней части шкафа расположены блок управления и заши-
ты БУЗ и панель управления, на которой размещены кнопки ПУСК,
СТОП, СЪЕМ АВАРИИ 7, переключатель режима работы 8,
370
Рис. 7.127. Станция управления СУС-01
/ — блок зажимов; 2 — клеммник; 3 — магнитный пускатель; 4 — лампа
освещения; 5 •— трансформатор тока; б — автоматический выключатель;
7 — кнопки съема аварии; 8 — переключатель режима работы; 9 — пре-
дохранитель; 10 — индикатор; II — выключатель освещения; 12 — блок
управления и защиты БУЗ; 13 — разрядники; 14— автоматический вык-
лючатель внешней нагрузки; 15 — ручка; 16 — устройство управления
обогревом; 17— розетки; 18— блокировочный рычаг; 19, 20— сальники
подвода управляющих и силовых цепей
автоматический выключатель для коммутации цепей питания
электродвигателя станка-качалки б, выключатель освещения 11,
предохранитель 9, индикатор СЕТЬ 10.
На двери шкафа установлен нагреватель ТЭН.
Необходимо сказать о том, что конструктивное исполнение стан-
ций управления разных модификаций является очень схожим.
Станция СУС-01 в отличие от БУС-ЗМ дополнительно обес-
печивает:
371
• запоминание аварийного отключения станка-качалки с зап-
ретом повторного включения без съема аварийного сигнала;
• расшифровку причины аварийного отключения станка-ка-
чалки;
• формирование сигналов состояния станка-качалки (работа-
ет, стоит), причины аварийного отключения, активной мощнос-
ти в аппаратуре КН системы телемеханики;
• автоматическое управление отопителем для поддержания
Данной температуры 243 К внутри станции в зимних условиях
с запретом включения электродвигателя СК при температуре ок-
ружающей среды ниже 243 К.
Блок управления и зашиты БУЗ состоит из устройства управ-
ления, устройства защиты, устройства питания, устройства ин-
формирования токового сигнала, пропорционального активной
мощности и аналогового сигнала индикатора активной мощно-
сти, потребляемой электродвигателем.
Станция СУС-01 позволяет снимать ваттметрограмму и про-
водить телединамометрирование при помощи системы телеме-
ханики.
СУС-01 выпускается по техническим условиям ТУ 39-1109-86,
а БУС-ЗМ - по ТУ 39-01-46-675-81.
Для включения приводного электродвигателя станка-качал-
ки необходимо включить рубильник и установить ручку универ-
сального рукоятку из указанного положения без выдержки вре-
мени следует перевести в положение СТОП.
Дверца станции управления должна быть закрыта на запор.
По заказу потребителя станция СУС-1 может обеспечить сле-
дующие дополнительные функции:
• энергосберегающий пуск;
• программируемое время работы и паузы;
• контроль обрыва ремней, штанг, аварийной разбалансировки;
• контроль перегрева двигателя;
• катодная защита;
• стыковку с телеметрией АСУ ТП;
• регулировку частоты вращения оборотов электродвигателя
от 0,75 п до 1,00 л ;
• контроллер.
372
Станция управления СУС «Омь» (табл. 7.45) предназначена
ля управления приводом станка-качалки при добыче нефти
Скважинными штанговыми насосами.
Таблица 7.45
Основные технические характеристики СУС «Омь»
Напряжение питания станции, трехфазное, с заземленной нейтралью, В 380 ± 15%
Частота переменного тока, Гц 50 ± 1
Диапазон мощностей управляемых станций электроприводов, кВт 8-55
Потребляемая мощность (без мощности электронагревателя), Вт не более 80
Регулируемый автозапуск при пропадании и повторном появлении напряжения в сети с временем задержки включения, с 10-150
Имеется возможность работать в циклическом режиме («Работа» по круглосуточной программе в автоматическом режиме от 2 до дискретностью в 2 часа — «Пауза»), 30 ч с
Габаритные размеры, мм 710x750x328
Масса станции (без комплектов монтажных и запасных частей, инструмента и принадлежностей), кг не более 55
Диапазон рабочих температур, °C от -60 до +50
Защиты и установки станции управления:
— максимальная токовая защита (защита от к.з.) с током ус-
тановки, -1»2-1ном дв;
— электронная токовая защита от превышения максималь-
ного рабочего тока (установка выставляется на месте по макси-
мальному рабочему току), (1,1 4- 1,3)-1рабм.)ке;
— тепловая защита от перегрузки с током установки, -
— защита от аварийного режима работы привода при сниже-
нии напряжения в сети, UH0M — ниже 0,7;
— защита от обрыва фаз.
373
Параметры сигналов для телеметрии:
— токовые сигналы, пропорциональные напряжению в сети
и рабочему току электропривода, в стандартах, 0—5 и 4—20 мА1
— сигнал о работе привода — замыканием контакта пускателя
Станция управления СУС «Омь-2КС» (табл. 7.46) является
модификацией с бесконтактной (симисторной) коммутацией элек-
тропривода предназначена для управления и защиты асинхрон-
ного привода цп^ирового глубинного насоса при добыче нефти.
Таблица 7.46
Основные технические данные и характеристики СУС «Омь-2КС»
Параметр
Источник питания — 3-х фазная 4-х проводная сеть переменного тока
Номинальное напряжение питающей сети, В 380
Частота питающей сети, Гп 50
Тип управляемого двигателя Асинхронный
Мощность управляемого двигателя, кВт, не более 40
Режимы запуска двигателя Ручной/ Автоматический
Программируемое время задержки самозапуска, с I0...150
Программируемая продолжительность режима «Работа», час 2...30
Программируемая продолжительность режима «Пауза», час 2...30
Электронная токовая защита (1,1...1,3)*1раб
Температура окружающей среды, °C -60...+40
Исполнение 1Р54
Габаритные размеры, не более, мм 710x750x328
Масса, не более, кг 55
374
Мощность управляемых приводов -- до 40 кВт. Коммутация
ивода осуществляется симисторами. Шкаф станции СУС
«Омь-2КС» выполнен в вандалоустойчивом исполнении, дверь
закрывается двумя спецзамками.
В состав станции входит розетка ПРС, которая имеет меха-
ническую блокировку и подключена через отдельный автомати-
ческий выключатель.
По сравнению с «классическим» вариантом (с магнитным
пускателем) в этой модели реализован ряд новых и эффектив-
ных функций:
• плавный пуск электропривода что, по исследованиям, по-
вышает срок службы электропривода в 1,5...2 раза, межремонт-
ный период качалки — в 2...2,5 раза и полностью исключает
обрывы штанг, ремней, значительно облегчает работу насоса в
холодный период времени;
• измерение потребляемой электроприводом активной мощ-
ности, что позволяет производить по ней точную балансировку
станка, увеличить межремонтный период и экономить до 20...25%
электроэнергии;
• контроль асимметрии питающего напряжения и времен-
ное отключение электропривода при опасной для него асиммет-
рии свыше 10%;
• контроль за количеством отключений электропривода по
перегрузке (допускается до девяти отключений, после чего даль-
нейшие попытки прекращаются и выдается сигнал аварии);
• возможность работы от технологических датчиков;
• возможность контроля работы электропривода по темпе-
ратуре, вибрациям, сопротивлению изоляции двигателя (по осо-
бому заказу);
♦ наличие счетчика моточасов.
В схеме станции использованы новые решения по обеспече-
нию надежной и устойчивой работы симисторов при различных
эксплуатационных воздействиях со стороны питающей сети.
Стоимость станций окупается в течение полутора-двух лет за
счет экономии, полученной от снижения эксплутационных из-
держек агрегата ШГН.
Станция «Омь-2КС» обеспечивает:
• защиту электродвигателя от работы с неполнофазным вклю-
чением;
375
• защиту электродвигателя от работы при пониженном пи-
тании;
• защитное отключение электродвигателя при токовых пе-
регрузках;
• самозапуск электродвигателя при восстановлении напря-
жения сети после перерыва;
• автоматический циклический режим работы с программи-
руемым временем работы и паузы;
• tn ндик^цию/гока потребления для облегчения балансиров-
ки станка-качалки,
• индикацию режима работы устройства;
• формирование токового сигнала, пропорционального ра-
бочему току электродвигателя, в стандарте 4—20 мА.
В настоящее время в ДУП «Омский электромеханический за-
вод» ведется работа над станцией управления «Ангара» с частот-
но-регулируемым управлением асинхронным электродвигателем
станка-качалки. Это станции принципиально нового, так назы-
ваемого «интеллектуального» поколения, созданная с использо-
ванием микропроцессорной техники и силового преобразовате-
ля частоты.
Благодаря этим решениям, СУС представляет ряд принципи-
ально новых и важных возможностей:
• плавный пуск механизма станка-качалки;
• плавное регулирование скорости электропривода в диапа-
зоне 1:8;
• экономию электроэнергии (до 30%);
• обеспечение работы электродвигателя в оптимальных ре-
жимах, с высоким КПД и cos ср не менее 0,95);
• возможность точной балансировки механизма станка;
• возможность построения оптимальной системы нефтедо-
бычи на каждой скважине;
• возможность использования в электроприводе двигателя с
меньшей в 2—3 раза номинальной мощностью и с номинальной
скоростью 1450 об/мин;
• возможность построения автоматизированных систем до-
бычи и учета добытой нефти;
• возможность дистанционного управления по интерфейсу
RS-485.
376
Перед каждым пуском, а также после автоматических отклю-
чений станция самотестируется; если обнаруживаются неисп-
павности в электродвигателе или преобразователе станции, вы-
дается запрет на включение электропривода и сигнал аварии в
телеметрию.
СУС «Омь-ЗК» является модифицированной станцией управ-
ления «Омь» со встроенным контролером ШГН.
Встроенный контролер придал станции ряд новых и полез-
ных функций, таких как:
• диагностика всех механизмов станка-качалки (по ваттмет-
рограмме);
• возможность прецизионной балансировки станка по ак-
тивной мощности двигателя;
• оценка дебита скважины;
* передача измеренных данных о работе станка в интерфей-
се RS-485;
• возможность построения автоматической системы нефтедо-
бычи путем поддержания оптимального динамического уровня;
• возможность построения автоматизированной системы
учета нефтедобычи по НГДУ, объединению и т.д.
В станции управления СУС «Омь-1» реализованы рекоменда-
ции ряда нефтедобывающих предприятий создать простой, деше-
вый, предельно надежный, модульного типа вариант станции.
Кроме вандалоустойчивого корпуса, в схему станции входят
автомат, пускатель и блок управления, выполненный в виде ма-
логабаритного легкосъемного (на ножевом разъеме) модуля.
За счет использования самых современных электроэлементов
схема блока управления минимизирована и предельно надежна
(расчетная надежность — один отказ за 12 лет эксплуатации).
Но и в случае отказа ремонт станции осуществляется путем бы-
строй замены модуля на резервный.
Несмотря на предельную простоту и низкую цену, станция
обеспечивает все основные функции по защите, автозапуску
и эксплуатации электропривода. Станция управления двух-
скоростным асинхронным электродвигателем типа СУДЦ-1 для
станков-качалок предназначена для плавного безударного пуска
и переключения скоростей двухскоростного асинхронного
электродвигателя привода штангового глубинного насоса стан-
ка-качалки нефти и регулирования средней скорости откачки
377
жидкости. Максимальная мощность приводного двигателя
составляет 30 кВт.
Переключение скоростей производится по заданной циклог-
рамме, варьирующей соотношение времени работы на разных
скоростях. Это позволяет получить любое усредненное значение
скорости откачки жидкости, определяемое диапазоном, находя-
щимся между низшей и высшей скоростями вращения электро-
двигателя .|
^оммутация^р^ютбк при переключении скоростей электро-
двигателя производится в бестоковую паузу с последующим ог-
раничением и плавным нарастанием тока, что обеспечивает ща-
дящий режим эксплуатации и длительный ресурс работы обору-
дования.
Станция управления имеет следующие защиты: время-токо-
вую защиту; максимально-токовую защиту; от неполнофазного
режима; от недопустимого снижения сопротивления изоляции;
от затяжного пуска; от недопустимого повышения давления на
устье скважины.
Станция управления СУДЦ-2 кроме перечисленных характе-
ристик может дополнительно оснащаться: дистанционным пуль-
том управления; интерфейсом RS 485 для передачи информа-
ции в АСУ верхнего уровня и управления станцией с верхнего
уровня; интерфейсом для подключения внешних датчиков( дат-
чик уровня жидкости; датчик давления; датчик нагрузки на шток;
датчик температуры и вибрации электродвигателя; индикатор
крена; датчик срыва шатуна); блоком автоматического, с исполь-
зованием датчика обратной связи, выбора и регулирования сред-
ней скорости в функции поддержания заданного значения тех-
нологического параметра (уровня давления на приеме насоса).
Станция управления СУС Триол 01 (разработана Корпора-
цией «Триол») предназначена для управления асинхронным элек-
тродвигателем с короткозамкнутым ротором привода станка-ка-
чалки; для защиты электродвигателя и технологического обору-
дования станка-качалки в аварийных режимах; для изменения
параметров автоматического регулирования, получения и пере-
дачи текущей информации состояния станка-качалки при по-
мощи средств телекоммуникации. Питающая сеть — 3x380 В,
+ 10%, -15%, 50(60) Гц ± 2% с заземленной либо изолирован-
ной нейтралью. Диапазон мощностей управляемых двигателей
378
5 5-*-37 кВт. Ток перегрузки — 150 % в течении 60 секунд. Коэф-
фициент мощности (сети) — не менее 0,95.
ф Кратковременное допустимое отклонение напряжения пита-
ющей сети, при котором станция сохраняет работоспособное
состояние -40%. Сопротивление изоляции гальванически не свя-
занных цепей и относительно корпуса не менее 20 МОм. Рабо-
чая температура от -60 °C до +40°С.
функциональные возможности включение и отключение элек-
тродвигателя в ручном (пуск/стоп) и автоматическом (по тайме-
ру) режимах; плавный пуск двигателя; плавное, бесступенчатое
управление частотой вращения асинхронного электродвигателя
станка-качалки мощностью от 3 до 37 кВт в пределах от 0 до
номинального значения (1500 об/мин); возможность задания не-
линейных скоростей подъема, опускания штока станка-качалки в
пределах одного цикла качаний, вплоть до переключения на ре-
верс; ручное управление и работа по программе с заданием вре-
мени работы и паузы по таймеру (00 час 00 мин — 99 час 59 мин);
измерение и индикация основных параметров электродвигателя
(ток, напряжение, частота); зашита электродвигателя станка —
качалки от токовой перегрузки, недогрузки, недопустимого от-
клонения напряжения питающей сети от номинального с после-
дующим программируемым автоматическим перезапуском после
окончания действия аварии; построение динамограмм расчетным
и экспериментальным способами; индикация и запись в журнал
причины аварийного останова электродвигателя; определение
производительности скважинной установки; оценка динамики
изменения дебита скважины; часовой (последние 24 часа) и су-
точный (последние 30 суток) архивы дебита; контроль баланси-
ровки станка-качалки с помощью встроенного амперметра.
Конструктивно СУС Триол 01 выполнен в виде навесного
шкафа одностороннего обслуживания со степенью зашиты IP54.
Размещение элементов внутри шкафа — модульное. Составляю-
щие силового и управляющего блоков устанавливаются в от-
дельной секции шкафа СУС изолированной от секции, где уста-
навливается электропривод Триол АТ, блок фильтров БФ-1.
Охлаждение СУС Триол 01 воздушное принудительное — за счет
встроенного вентилятора. Забор воздуха осуществляется из внеш-
ней среды. Для вентиляции электропривода Триол АТ конст-
руктивно выделяется герметизированный воздушный канал
379
внутри шкафа с изолированными внешними воздухозабором и
воздуховыводом. Конструкция СУС Триол 01 предусматривает
повышенную степень зашиты от несанкционированного доступа
внутрь шкафа — вандалоустойчивосты Доступ внутрь СУС Триол 01
в полевых условиях не предусмотрен.
7.3. УСТАНОВКИ ШТАНГОВЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ
( ДОБЫЧИ НЕФТИ
**
Еще одним видом штанговых насосных установок для добы-
чи нефти являются винтовые штанговые насосные установки
(ВШНУ) с поверхностным приводом. Их история начинается в
50-е годы XX века от выпускавшихся в СССР установок винто-
вых артезианских насосов типа ВАН для откачки воды из неглу-
боких (до 100 м) скважин с приводом через собранный из штанг
трансмиссионный вал, вращающийся в радиальных резиноме-
таллических опорах внутри напорного трубопровода.
ВШНУ для отбора пластовых жидкостей из глубоких нефтя-
ных скважин появились на нефтепромысловом рынке в начале
80-х годов в США и во Франции. В настоящее время создано
большое количество типоразмеров ВШНУ с диапазоном подач
от 0,5 до 1000 м3 /сут и давлением от 6 до 30 МПа.
Причиной достаточно широкого применения ВШНУ служат
их технико-экономические преимущества по сравнению с дру-
гими механизированными способами добычи нефти:
по сравнению с СШНУ.
• простота конструкции и малая масса привода;
• отсутствие необходимости в возведении фундаментов под
привод установки;
• простота транспортировки, монтажа и обслуживания;
• широкий диапазон физико-химических свойств откачивае-
мых пластовых жидкостей (возможность откачки жидкостей
высокой вязкости и повышенного газосодержания);
• уравновешенность привода, постоянство нагрузок, действу-
ющих на штанги, равномерность потока жидкости, снижение
энергозатрат и мощности приводного двигателя, минимальное
эмульгирующее воздействие на откачиваемую жидкость;
♦ отсутствие клапанов в скважинном насосе;
380
л0 сравнению с УЭВН:
, ПрОСтота конструкции насоса (отсутствуют шарнирные со-
единения, пусковые муфты, радиальные и осевые подшипники);
• наземное расположение приводного электродвигателя, что
приводит к снижению его стоимости и к отсутствию дорогосто-
ящих гидрозашиты и длинного бронированного кабеля.
рациональной областью применения ВЦ] НУ являются вертикаль-
ные скважины или скважины с малыми темпами набора кри-
визны с пластовыми жидкостями высокой вязкости, с повышен-
ным содержанием газа и механических примесей. Чаще всего
В1ИНУ применяются для дебитов от 3 до 50—100 мфсутки с
напором до 1000—1500 м, однако, как уже отмечалось, некото-
рые типоразмеры ВШНУ могут иметь гораздо большие добыч-
ные возможности.
7.3.1. СОСТАВ УСТАНОВКИ И ЕЕ ОСОБЕННОСТИ
ВШНУ (рис. 7.128) включат в свой состав наземное и сква-
жинное оборудование.
Наземное оборудование ВШНУ устанавливается на трубной
головке скважины и предназначено для преобразования энер-
гии приводного двигателя в механическую энергию вращающейся
колонны штанг.
Наземное оборудование состоит из:
— тройника для отвода пластовой жидкости;
— приводной головки;
— рамы для крепления приводного двигателя;
— трансмиссии;
— приводного двигателя с устройством управления;
— устройства для зажима (подвески) полированного штока.
Приводная головка предназначена для передачи крутящего
момента колонне штанг, восприятия осевых нагрузок от веса
штанг и гидравлической силы в рабочих органах насоса, уплот-
нения устья скважины. Конструктивно приводная головка вы-
полнена на базе корпуса, устанавливаемого на тройник-отвод
посредством фланцевого или резьбового соединения. Внутри
корпуса, заполненного маслом, на подшипниках качения распо-
лагается приводной вал, связанный с ведомым шкивом силовой
передачи. В качестве упорного подшипника, воспринимающего
381
Рис. 7.128. Установка винтового штангового насоса
7 — приводная головка; 2 — приводная головка; 3 — превентор; 4 —
трубная головка; 5 — полированный шток; б — штанга; 7 — центра-
тор; 8— ротор; 9— статор, 10 — пален; II — электродвигатель
382
осевую нагрузку, используются конический или сферический
оликовые подшипники. Для уплотнения вращающегося при-
ходного вала или полированного штока служит одинарное или
сдвоенное сальниковое устройство с использованием уплотни-
тельных колец или мягкой набивки.
Для предотвращения обратного вращения колонны штанг
после остановки приводного двигателя приводная головка ос-
ушается тормозным устройством механического или гидрав-
лического типа. Это устройство необходимо для восприятия
момента кручения от колонны насосных штанг и не допуска-
ет отворота резьб штанг и обратного вращения, как самой ко-
лонны штанг, так и элементов приводной головки и транс-
миссии.
В отдельных компоновках ВШНУ для удобства обслужива-
ния установки под приводной головкой устанавливается допол-
нительный сальник или плашечный превентор. Первый служит
для замены основного сальника без остановки насоса, что осо-
бенно актуально в зимних условиях эксплуатации ВШНУ, вто-
рой — для герметизации устья скважины при ремонте поверхно-
стного оборудования.
В ряде моделей ВШНУ зарубежных фирм приводная головка
снабжается ограничителем крутящего момента.
Рама под приводной двигатель при использовании клиноре-
менной силовой передачи оснащается устройством натяжения
ремней.
Зажим полированного штока, как правило, осуществляется
двумя полухомутами, внутренняя цилиндрическая поверхность
которых закрепляется со штоком с помощью четырех или шести
болтов, а наружная профилированная поверхность (например,
прямоугольная) вставляется в ступицу приводного вала.
Скважинное оборудование ВШНУ состоит из колонны НКТ,
в нижней части которой устанавливается статор насоса и враща-
ющейся в центраторах колонны штанг, нижний конец которой
соединен с ротором насоса.
Компоновка низа колонны НКТ в зависимости от условий
эксплуатации скважины может включать следующие элементы:
фильтр; газовый и песочный сепараторы; динамический якорь
(анкер); центратор или фонарь статора; обратный и циркуляци-
онный клапаны; упорный палец насоса.
383
Динамический якорь, устанавливаемый ниже статора, фик-
сирует НКТ относительно эксплуатационной колонны в ради-
альном направлении, допуская при этом их вертикальное пере-
мещение. Включение в скважинное оборудование ВШНУ якоря
обусловлено тем, что при правом (по часовой стрелке) враще-
нии штанговой колонны реактивный момент, возникающий на
корпусе статора насоса, работает на отворот резьб статора и НКТ
Якорь выполняется на базе фрикционного механизма, приводя-
щего в действие плашки при возникновении крутящего момен-
та. Якорь целесоббразно использовать при больших крутящих
моментах, обусловленных диаметром винта или давлением на-
соса. При отсутствии якоря при монтаже ВШНУ необходимо
обеспечить требуемые моменты крепления резьбовых соедине-
ний НКТ.
Упорный палец в насосе служит для правильной подгонки
длины колонны штанг при монтаже винтового насоса.
Штанговые невращающиеся центраторы, выполняющие фун-
кцию промежуточных радиальных опор, могут быть представле-
ны в двух конструктивных исполнениях:
— неразборные, размещенные непосредственно на полнораз-
мерной или укороченной штанге по специальной технологии в
заводских условиях;
— разборные, устанавливаемые между муфтами стандартных
штанг.
Наиболее рационально применять штанговые центраторы,
обеспечивающие их неподвижность относительно колонны НКТ,
что приводит к снижению расхода электроэнергии и износа НКТ.
Центраторы выполняются из пластмасс или композитных мате-
риалов, работоспособных в различных средах и температурных
условиях.
Несколько нижних штанг, расположенных в непосредствен-
ной близости к эксцентрично вращающемуся ротору, центрато-
рами не оснащаются.
Надежность работы ВШНУ во многом зависит от точности
осевой подгонки ротора в статор, определяемой по разгрузке
веса колонны штанг при помощи индикатора веса на подъем-
ном агрегате или по вращению колонны штанг при перемеще-
нии ротора в статоре. Для осевой подгонки ротора в компонов-
ку колонны штанг, также как и в СШНУ, включаются укоро-
384
,up штанги длиной от 1 до 3 м. Точная подгонка, как и в
ценные ьм
гП1НУ обеспечивается за счет захвата полированного штока
г ВШНУ имеющего название полированного или приводного
ла) специальными полухомутами в любом месте поверхности.
При работе установки ВШН поднимаемая пластовая жидкость
вижется в кольцевом зазоре между колоннами НКТ и штанг и
далее через боковой отвод тройника поступает в промысловый
коллектор.
В ВШНУ наибольшее распространение получили НКТ и на-
сосные штанги диаметром соответственно 73 и 22 мм. В уста-
новках используются стандартные полированные штоки диамет-
ром 31 и 36 мм.
7.3.2. КЛАССИФИКАЦИЯ ВШНУ
В зарубежной и отечественной практике известно большое
количество схем и типоразмеров ВШНУ, которые можно клас-
сифицировать следующим образом:
— по типу привода различают установки с электроприводом,
объемным гидроприводом, приводом от ДВС и газового двига-
теля. Наиболее широкое применение получили ВШНУ с асинх-
ронным электроприводом переменного тока с номинальной ча-
стотой вращения 1000 об/мин. Мощность электродвигателя в
зависимости от подачи и давления насоса изменяется от 3 до
100 кВт и выше;
— по кинематической схеме привода различают ВШНУ с одно-
и двуступенчатой трансмиссией.
Простейшая схема ВШНУ, исключающая силовую трансмис-
сию, в которой двигатель напрямую соединяется с валом при-
водной головки, на практике не используется, поскольку требу-
ет применения тихоходных двигателей, что неэффективно.
Одноступенчатая схема трансмиссии может быть реализова-
на на базе ременной, цепной или зубчатой (цилиндрической или
конической, встроенной в опорный корпус приводной головки,
которая в этом случае выполняет также функцию редуктора)
передачи.
Двуступенчатая схема (первая ступень — ременная, вторая
ступень — зубчатая передача) обеспечивает возможность исполь-
зования быстроходных приводных двигателей с пониженными
385
25 Ив
массогабаритными показателями, а также снижение передатоц.
ного отношения первой ступени, что позволяет осуществлять
широкое регулирование частоты вращения штанг путем смены
шкивов ременной передачи.
В отдельных случаях для упрощения трансмиссии в качестве
приводного электродвигателя целесообразно использовать мо-
тор-редуктор.
Наибольшее распространение получили схемы приводов с
одгй)ступейчатойсрёменной трансмиссией;
— по типу ременной передачи различают приводы с клиноре-
менными и зубчатыми ремнями.
Наиболее часто в ВШНУ применяются обычные многоряд-
ные клиноременные передачи. В некоторых конструкциях ис-
пользуются поликлиновые и зубчатые ремни. Последние обес-
печивают передачу высоких крутящих моментов без скольже-
ния, не требуют предварительного натяжения и периодической
подтяжки, отличаются компактностью и высоким КПД.
Передаточное отношение клиноременной передачи обычно
не превышает 5, поэтому при использовании одноступенчатой
трансмиссии с номинальной частотой вращения электродвига-
теля 1000 об/мин минимально возможная частота вращения штанг
составляет 200 об/мин, что не всегда соответствует требованиям
эксплуатации;
— по конструкции вала приводной головки существуют ком-
поновки с цельным и полым валом.
Компоновка с цельным валом, не требующая использования
полированного штока, сложна при регулировке осевого положе-
ния ротора насоса относительно статора во время монтажа ко-
лонны штанг. В этой связи приводной вал, как правило, выпол-
няется полым, что позволяет пропускать внутри него полиро-
ванный шток и регулировать положение последнего в осевом
направлении;
— по расположению приводного двигателя встречаются компо-
новки с вертикальным и горизонтальным расположением оси
двигателя.
Вертикальная компоновка двигателя характерна для односту-
пенчатых ременных трансмиссий, горизонтальная (когда ось
приводного двигателя располагается перпендикулярно оси сква-
жины) — для приводов с зубчатой конической передачей;
386
__ п0 способу регулирования скорости приводного вала ВШНУ
одичают приводы с регулируемым приводным двигателем (элек-
Р ичесКИм или гидравлическим) и с регулируемым передаточ-
ТР отношением трансмиссии, осуществляемым сменой шки-
вов ременной или введением в кинематическую схему механи-
ческого вариатора передачи.
Наиболее перспективно использование установок с частотно-
пегулируемым электроприводом переменного тока, обеспечива-
ющим полный диапазон регулирования скорости (от 0 до 100%) и
возможность поддержания оптимального в заданных условиях
режима работы системы пласт—насос—привод. Другая функция
регулируемого электропривода — плавный пуск и останов уста-
новки, что повышает надежность ее эксплуатации. Станция уп-
равления регулируемым электроприводом включает систему кон-
троля и регистрации, что позволяет отслеживать режим работы
привода и вносить необходимые управляющие воздействия;
— по кинематическому отношению рабочих органов винтового
насоса различают насосы с однозаходным ротором (с кинемати-
ческим отношением 1:2) и многозаходными рабочими органами
(с кинематическим отношение 2:3; 3:4; 4:5 и т.д.).
Выбор кинематического отношения рабочих органов насоса
обусловливается требуемыми эксплуатационными параметрами
(диаметр, расход, давление, частота вращения) и технологичес-
кими возможностями производителей винтовых пар (см. ниже);
— по схеме закрепления статора различают трубный (статор
закрепляется на резьбе на конце колонны НКТ) и вставной (ста-
тор спускается на штангах в сборе с ротором и крепится в НКТ
с помощью специального замка) винтовые насосы.
Области применения и эффективность схемы вставного на-
соса, позволяющая производить замену рабочих органов насоса
(при их износе или в случае перехода на новых режим откачки)
без подъема колонны НКТ подробно рассмотрена в разделе 7.2.11.
настоящей книги;
— по схеме закрепления низа НКТ относительно обсадной ко-
лонны различают компоновки со свободным и заякоренным
низом;
~ по кинематической схеме насоса возможна реализация двух
вариантов: с вращающимся внутренним элементом (винтом) и с
вращающимся наружным элементом (обоймой).
387
Типовая схема с вращающимся винтом — наиболее простая и
экономичная как в конструктивном плане, так и при монтаже и
эксплуатации — нашла повсеместное применение в зарубежной
и отечественной практике.
Схема с вращающейся обоймой, в которой поток пластовой
жидкости поднимается по внутреннему каналу вращающихся
полых штанг или труб, предложена с целью предотвращения
отделения рарафидз^а НКТ и снижения гидравлических по-
терь'чиа трение ^.сче-т создания водяного кольца на стенках по-
лых штанг. Такая схема является более сложной, требует ис-
пользования полых штанг увеличенного диаметра и устьевого
вертлюга для отвода жидкости из скважины и не нашла про-
мышленного применения.
7.3.3. СКВАЖИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ
ВИНТОВОЙ НАСОС
Скважинный винтовой насос является основным элементом
ВШНУ. От правильного выбора геометрических параметров ра-
бочих органов насоса и материалов пары в значительной степе-
ни зависят эффективность использования и надежность ВШНУ.
Рабочим органом одновинтового насоса является винтовой
героторный механизм — зубчатая косозубая пара внутреннего
циклоидального зацепления, состоящая из И2-заходного метал-
лического ротора (винта) и ^-заходного статора (обоймы с эла-
стичной обкладкой), между винтовыми поверхностями которых
образуются рабочие камеры.
Ротор ВГМ, обкатываясь по зубьям статора, совершает пла-
нетарное движение: при повороте ротора на угол ср относитель-
но неподвижной системы координат (абсолютное движение)
его ось поворачивается по круговой траектории с радиусом е в
противоположном направлении (переносное движение) на угол
Ч>„ = -2, <р.
Отличительным параметром ВГМ, во многом определяющим
его характеристики, является кинематическое отношение рабо-
чих органов:
i = Z2: Z, (7.121)
388
В качестве рабочих органов штанговых винтовых насосов за-
бежные фирмы преимущественно используют винтовые пары
MvaHo с кинематическим отношением 1:2. Однако фирмы
Netzsch, R&M и Baker Hughes выпускают и винтовые насосы по
схеме с кинематическим отношением 2:3 [45—50].
Преимущества насосов с однозаходным ротором'.
— относительно простая технология изготовления ротора;
— пониженная вибрация вследствие минимальной перенос-
ной угловой скорости ротора;
. повышенная допустимая частота вращения (несуществен-
но ограниченная инерционной силой), что в определенных ус-
ловиях упрощает схему привода насоса;
— минимальная скорость жидкости в каналах рабочих орга-
нов, что уменьшает их гидроабразивный износ;
— оптимальная кривизна винтовых поверхностей рабочих ор-
ганов, что обеспечивает минимальные контактные напряжения.
Основной недостаток насосов с однозаходным ротором — не-
обходимость существенного удлинения рабочих органов при
пониженной частоте вращения (500 об/мин и ниже), что значи-
тельно усложняет технологию изготовления таких узлов и повы-
шает их стоимость.
Многозаходные винтовые насосы (МВН), имеют существенные
конструктивные и эксплуатационные преимущества по сравне-
нию с традиционной схемой, обусловленные кратностью дей-
ствия и повышенным числом контактных линий, отделяющих
вход и выход многозаходного насоса [51]:
— увеличенную подачу (в 2—3 раза) при одинаковой частоте
вращения и наружном диаметре насоса;
— уменьшенный осевой габарит при одинаковых давлениях;
— уменьшенный диаметр при одинаковых подачах и частоте
вращения, что позволяет сконструировать вставной насос для
НКТ диаметром 73 мм;
— пониженная скорость скольжения рабочих органов, что
уменьшает фрикционный износ.
Как известно, подача винтового насоса определяется форму-
лой
Q=
(7.122)
где V — рабочий объем насоса; т]0— объемный КПД насоса.
389
Рабочий объем насоса
V-Z2ST, (7.123)
где S — площадь живого сечения рабочих органов насоса:
5 = 4 е d — для насосов с однозаходным ротором;
S ~ п е (D — З е) —^для многозаходных роторов;
е > эксце£нтри®йа|^зацепления; d — диаметр сечения ротора
К^^тящий моМ^ насоса (в нижнем сечении колонны штанг)
зависит от давления Р и рабочего объема V насоса
М = Р К/2 л т]гм, (7.124)
тдет|гм — гидромеханический КПД насоса.
Характеристики насоса, представляющие собой зависимос-
ти подачи, крутящего момента, мощности (N= 2 тс п М) и КПД
(й = Йо йгм) от давления при заданной частоте вращения, зависят от;
1) геометрических параметров рабочих органов (/, е, Т, к, 8);
2) физических свойств жидкости (плотности, вязкости, газо-
содержания и т.д.);
3) физических свойств эластомера обкладки статора.
Возможный диапазон изменения частоты вращения штанго-
вых насосов:
— для насосов с однозаходным ротором — 50—600 об/мин;
— для МВН — 50—300 об/мин.
В качестве материала ротора в большинстве случаев исполь-
зуется сталь (20X13 или 40X13). Наружная винтовая поверхность
ротора, нарезаемая по методу обкатки циклоидальной рейки,
подвергается поверхностному упрочнению или хромируется (тол-
щина слоя 0,1—0,2 мм) с последующим полированием.
Одним из резервов повышения долговечности рабочих орга-
нов является обоснованный выбор эластомеров обкладки стато-
ра для заданных условий эксплуатации насоса. Зарубежные фир-
мы предлагают потребителю широкую гамму эластомеров в за-
висимости от характеристик пластовых жидкостей (содержания
песка, H2S, СО2, ароматических веществ), температуры и требу-
емых напоров.
При выборе натяга в паре необходимо учитывать вязкость и
температуру откачиваемой жидкости на приеме насоса. Так, яа-
290
имер, фирма Baker Hughes при температурах выше 100 °C ком-
лектует насосы рабочими парами с зазором, и, наоборот, при
температурах до 60 °C рабочие органы выполняются с натягом.
В интервале температур 60—100 °C натяги в паре близки к нулю.
Эффективным способом повышения надежности насосной
пары является переход на конструкцию статора с постоянной
толщиной эластичной обкладки. Однако такая конструкция яв-
ляется довольно сложной и требует специальной технологии
изготовления.
Винтовые насосы вследствие эластичности обкладки статора
и действия радиальных сил и перекашивающих моментов имеют
переменные зазоры по длине контактной линии, через которые
происходят утечки жидкости. В результате этого винтовые насо-
сы обладают нетипичными для объемных гидромашин «нежест-
кими» напорными характеристиками (рис. 7.129).
Предельное давление насоса при прочих равных условиях за-
висит от межвиткового перепада давления
Рк=Р/Ъ, (7-125)
где X — число контактных линий, отделяющих вход и выход
рабочих органов: X = (X - 1) Z, + 1.
Рис. 7.129. Характеристика винтовых насосов
с поверхностным приводом фирмы Emip (Франция)
391
Зарубежные фирмы выпускают винтовые штанговые насо
сы (табл. 7.47) с подачами от 0,5 до 1000 м2/сут и давлениями
до 30 МПа. Широкий диапазон подач осуществляется за счет
изменения диаметра рабочих органов и шагов их винтовых по-
верхностей. В зависимости от требуемого давления выпускаются
Таблица 7.47
Технические характеристики винтовых штанговых насосов
4 { , . зарубежных фирм
Фирма-изготовитеЙьГ Наружный диаметр, мм Длина статора, мм Диапазон подач, м3/сут Максималь- ное давление МПа
Baker Hughes (США) 60-127 1100-15600 4-1000 20
BPMF (Китай) 89-116 1700-9000 5-40 15
Griffin (Канада) 89-114 1500-9500 4—100 18
Kudu (Канада) 60-127 - 3-200 26
Mono Pump (Великобритания) 1-540 18
R&M (США) 60-89 1120-12200 1-500 12
Netzsch (ФРГ) 60-102 1200-12000 20-700 23
РСМ (Франция) 60-102 1300-5500 15-900 30
Schoeller — Bleckmann (Австрия) 73-114 1120-5000 0,5-420 30
Weatherford (США) 60-102 800-10300 4-400 28
модификации насосов с различной длиной рабочих органов
(от 0,5 до 15 м). В шифре насоса указывается наружный диаметр
статора (как правило, совпадающий с одним из размеров НКТ),
подача и давление насоса при номинальной частоте вращения.
Кроме того, в шифре есть сведения о конструкции насоса.
392
Например, фирма Netzsch выпускает насосы с шифром
278-650ST10, NTZ 350-120DT33, NTZ 350120D1T33 в кото-
х первые три буквы обозначают фирму-изготовитель, 278 —
РслоВный диаметр колонны НКТ (2 7/s дюйма — 73 мм), цифры
после тире — напор насоса в метрах водяного столба, ST — од-
нозаходный винт, DT — многозаходный винт, DIT — многоза-
ходный винтовой вставной насос, цифры после обозначения типа
насоса обозначают теоретическую подачу насоса при частоте вра-
щения винта, равной 100 об/мин.
Отечественными разработчиками создано несколько парамет-
рических рядов МВН (Q ~ 1 — 100 м3/сут), в основу которых поло-
жено варьирование диаметральными размерами рабочих органов
и их кинематическим отношением при сохранении оптимальной
(нормализованной) плоской и пространственной геометрии [51]:
— серии МВН в диаметральном габарите 42—89 мм, спроек-
тированной ВНИИБТ и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;
— серии НВП в габарите 90—106 мм Пермского филиала ВНИ-
ИБТ. Длина рабочих органов не превышает 2 м. КПД МВН на-
ходится в пределах 40—60%; объемный КПД — 70—85%.
Рабочие органы МВН производятся ПФ ВНИИБТ НПО «Бу-
ровая техника» и Павловским машиностроительным заводом.
Фирмы «Ливгидромаш» и ПКНМ освоили производство вин-
товых штанговых насосов с однозаходным винтом с подачами
от 1 до 50 м3/сут.
7.3.4. ПРИВОД СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ
ВИНТОВЫХ НАСОСОВ
Как указывалось выше, привод винтовых штанговых насосов
может иметь разное исполнение. Наиболее часто используется
механический привод с одноступенчатой клиноременной транс-
миссией (рис. 7.130, в). Такой привод имеет минимальную сто-
имость и массу, а для изменение частоты вращения колонны
Щтанг (для изменения величины подачи винтового насоса) не-
обходимо провести замену шкивов клиноременной передачи.
Представленные на рис. 7.130 а и б схемы приводов с зубча-
тыми редукторами имеют меньшее распространение из-за необ-
ходимости соединения тихоходного вала редуктора с полиро-
393
Рис. 7.130. Схемы приводов винтового штангового насоса:
а — с планетарной трансмиссией, б — с зубчатой трансмиссией,
в — с клиноременной трансмиссией;
1 — электродвигатель; 2 — планетарный редуктор; 3 — муфтовое
соединение вала привода и полированного штока; 4 — корпус уп-
лотнения полированного штока
ванным штоком, что приводит к сложности подгонки длины
колонны штанг. Кроме того, изменение частоты вращения при-
вода возможно только за счет изменения скорости вращения
вала электродвигателя.
Конструктивная схема привода с клиноременной трансмис-
сией и вертикальным расположением вала приводного электро-
двигателя показана на рис. 7.131.
На рис. 7.131 приведена конструктивная схема привода с двух-
ступенчатой трансмиссией (клиноременная передача + коничес-
кая зубчатая передача) и горизонтальным расположением элек-
тродвигателя. Данная схема привода обеспечивает большое пе-
редаточное отношение, что позволяет использовать быстроход-
ные электродвигатели с малой массой или обеспечивать малые
скорости вращения ротора насоса.
394
Рис. 7.131. Конструктивная схема привода винтового штангового насоса
— захват полированного штока; 2 — ведомый шкив клиноременной
передачи; 3— корпус; 4— основной подшипник; 5— тормозное устрой-
ство; 6— полированный шток; 7— уплотнение полированного штока
395
Рис. 7.132. Конструктивная схема привода
винтового штангового насоса
с двухступенчатой трансмиссией
захват полированного штока; 2 — коническая
зубчатая передача; 3 — вал ведомого шкива клино-
ременной передачи; 4 — основной подшипник;
5 — тормозное устройство; 6 — полированный шток;
7 — уплотнение полированного штока
Приводы винтовых штанговых насосов с объемными гидродви-
гателями имеют самый широкий диапазон регулирования частоты
вращения колонны штанг и возможность оперативного управления
добывными возможностями установки. Однако такой привод явля-
396
ся достаточно дорогим и требует высокой квалификации обслу-
живающего персонала и применения высококачественных рабочих
^кхдкостей, особенно при низких температурах окружающей среды.
" 7.3.5. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ И РАСЧЕТА
ШТАНГ С ВИНТОВЫМИ НАСОСАМИ
В установках винтовых штанговых насосов используются на-
сосные штанги, которые применяются и в СШНУ. Однако ус-
ловия работы штанговой колонны, приводящей во вращение
ротор винтового насоса существенно отличаются от условий ра-
боты штанг в составе СШНУ. В отличие от СШНУ упругая ко-
лонна штанг ВШНУ подвержена действию не только продоль-
ных деформаций за счет собственного веса и гидравлической
нагрузки, но и деформации кручения.
Угол закручивания верхнего сечения штанговой колонны за-
висит от крутящего момента, длины колонны штанг, модуля сдви-
га материала штанг и полярного момента инерции колонны
штанг:
V (р = ^М£ / G/p, (7.126)
где к ~ коэффициент, учитывающий отклонение оси сква-
жины от вертикали и трение штанг в центраторах; М — крутя-
щий момент насоса (в нижнем сечении колонны штанг); L —
длина колонны штанг; G — модуль сдвига материала штанг, для
стали G = 0,8—105 МПа; I — полярный момент инерции сече-
ния, / = 716^/32; d — диаметр штанг.
Коэффициент трения колонны штанг может достигать зна-
чительных величин (до 5—10), однако, если пренебречь влияни-
ем сил трения и принять, что скважина вертикальная, то коэф-
фициент можно считать равным 1.
Верхнее сечение колонны штанг при начале работы ВШНУ
претерпевает предварительную деформацию кручения, состав-
ляющую 10—30 оборотов (на всю длину колонны штанг) и нахо-
дится в упругодеформированном состоянии, что обусловливает
необходимость оснащения привода ВШНУ тормозным устрой-
397
ством и повышенные требования безопасности при демонтаже
установки или при подъеме полированного штока.
Деформация растяжения колонн штанг и НКТ после вывода
насоса на рабочий режим учитывается при начальной установке
ротора относительно статора при монтаже установки. Расчет
деформации колонны НКТ и штанг ведется аналогично расчету
для соответствующих элементов СШНУ.
Как уже было сказано, при эксплуатации ВШНУ колонна
ш^анг одновреш^но'испытывает нагрузки от растяжения, кру-
чения и изгиба?^
Растягивающие нагрузки складываются от распределенной на-
грузки от силы тяжести колонны (?шт и сосредоточенной (в сече-
нии х = L) нагрузки от осевых сил в рабочих органах насоса F
которые в свою очередь складываются из гидравлической силы
от перепада давления в насосе F и осевой составляющей силы в
зацеплении рабочих органов F^.
Сшт(х)=^-/^^ршт/*, (7.127)
(7-128)
F=pg{HSk~lJ) + (^p + pv)(Sk~f), (7.129)
F^PSZJv^, (7.130)
где q — масса 1 погонного метра штанг; g — ускорение свобод-
ного падения; / * — расстояние от точки подвески насоса (х — L) до
рассматриваемого сечения х (по вертикали); / —- глубина подвески
насоса по вертикали; f — площадь сечения штанг; ршт — плотность
материала штанг; Sk — площадь проекции контактных линий ра-
бочих органов {5, = (0,25бР +• 2е2)} — для насосов с однозаходным
ротором; = 0,25(Р* — Зе)2 — для МВН); Дртр —потери давления
на трение при движении жидкости в кольцевом пространстве; Р —
давление насоса, Р - pgH + Др + р ; р — устьевое давление.
При 77=1 Fp = P(Sk—f).
Крутящий момент, передаваемый штангами М , складывает-
ся из крутящего момента насоса М, момента трения вращения
398
ггОнны штанг в центраторах М1р и момента внутренних потерь
в°щтангах на искривленных участках скважины Ми:
Мшт(х) = М + мтр+ Ми = V М, (7.131)
где __ коэффициент сопротивления вращению колонны в
скважине, зависящий от координаты рассматриваемого сечения
и профиля скважины. При расчетах можно принять ки (0) = 1,1;
= 0,5.
гм Изгибающие нагрузки действуют на искривленных участках
профиля скважины, а также в нижней штанге, компенсирую-
щей эксцентриситет рабочих органов.
В зависимости от профиля скважины опасным может являть-
ся одно из двух сечений колонны штанг:
— верхнее сечение колонны (х = 0), где действуют макси-
мальные растягивающие ор и касательные t напряжения
о(0) = Сш1. (0) + / (Г); Т (0) - мшт (0)/И;; (7.132)
— сечение, расположенное на искривленных участках про-
филя, где возникают изгибающие напряжения
<’„ = £„‘*/2». (7.133)
где W — полярный момент сопротивления сечения штанг,
W - nd 3/16; £(r — модуль упругости материала штанг; R —
радиус искривления.
Расчет колонны штанг на статическую прочность может вес-
тись с целью: 1) определения требуемого диаметра d или предела
текучести (от материала штанг; 2) коэффициента запаса прочно-
сти в заданных условиях эксплуатации насоса; 3) предельной глу-
бины спуска насоса. Условие статической прочности имеет вид:
= V о2 + 4т2 - сгт/ к^, (7.134)
ГДС о экв — эквивалентные напряжения в сечении штанги; о —
суммарные нормальные напряжения, п = ор + ои.
Допускаемый коэффициент запаса прочности при расчете
колонны штанг принимается равным 1,3—1,5.
399
7.3.6. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ
ВИНТОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Подбор оборудования ШВНУ начинается с определения глуби-
ны спуска насоса под динамический уровень жидкости в скважине
Этот этап подбора аналогичен первому этапу подбора других видов
скважинных насосов, рассмотренных ранее. Единственным отличи-
ем здесь является величина заглубления под динамический уровень
т.К? винтовые нас^ЙГмогут работать с довольно высоким содержа-
нием свободнототаЗа на приеме. Эта величина может достигать 50%.
После определения глубины подвески насосы, т.е. длины ко-
лонны штанг и НКТ, определяют типоразмеры подходящих вин-
товых насосов и требуемые частоты вращения колонны, исходя
из заданной величины подачи насоса.
Выпускаемые винтовые насосы имеют разные рабочие объе-
мы, поэтому указанные в паспортных данных теоретические
подачи насоса относятся к постоянной частоте вращения ротора
насоса, равной 100 об/мин. Поэтому для заданного дебита сква-
жины могут быть приняты разные насосы с разными частотами
вращения ротора. Обычно выбирается частота вращения в ин-
тервале от 150 до 350 об/мин. Меньшая частота приводит к боль-
шим потерям напора насоса, большая — к повышению потерь
трения как в винтовой паре, так и в колонне штанг.
По выбранному типоразмеру насоса определяется момент
вращения ротора насоса и момент трения колонны штанг, сум-
ма которых определяет необходимый момент на полированном
штоке и приводной головке. По моменту и частоте вращения
полированного штока проводится выбор приводной головки и
приводного двигателя.
По максимальному крутящему моменту на полированном што-
ке проводится расчет колонны штанг. Так как чаще всего в ВШНУ
применяются штанги диаметром 22 мм, то по величине крутя-
щего момента подбирается марка стали, обеспечивающая необ-
ходимый запас прочности по эквивалентным напряжениям, рас-
смотренным в п. 7.3.5.
Выбор приводного электродвигателя осуществляется по мощ-
ности и частоте вращения на полированном штоке, а также с
учетом передаточного отношения выбранного типоразмера при-
водной головки.
400
РАЗДЕЛ 8.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ
ПРОДУКЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа к транс-
портировке, а пластовой воды к использованию или захороне-
нию имеет большое значение в сокращении потерь нефти и
газа и требует большого внимания и затрат. На долю систем
сбора и подготовки нефти приходится около 50% всех затрат
на промысловое обустройство. Велика и металлоемкость этих
систем, включающих большую сеть трубопроводов, сепарато-
ры, отстойники и резервуары, обычно имеющие большие габа-
риты.
8.1. ОБЩАЯ СХЕМА СИСТЕМЫ СБОРА
ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
В качестве примера обшей схемы сбора продукции скважин
на рис. 8.1 приведена схема сбора и подготовки нефти, газа и
пластовой воды, используемая в Татарии [13]. Эта схема наи-
более полно показывает разнообразие оборудования подобных
систем. Схема использует принцип совмещения ряда процес-
сов и операций.
Независимо от особенностей конкретных технологических
схем практически во всех случаях имеет место совмещения
некоторых процессов и операций и выполнение следующих
работ.
Разрушение эмульсии, ее транспортировка по трубопрово-
дам и сепарация газа; следствие этих процессов — снижение
вязкости транспортируемой системы, уменьшение отложений
парафина.
401
26 Ив
Отделение воды от нефти, замерно-сдаточные операции и
заполнение товарных и сырьевых резервуаров.
Первичная очистка сточных вод и деэмульсация нефти в
трубопроводах, сопровождаемая ее возвратом в технологичес-
кий цикл подготовки нефти.
Контроль за качеством нефти и воды и их взаимная очистка
Обслуживание товарных парков и улучшение качества нефти
В совмещенн^схеме (см. рис. 8.1) продукция скважин по-
купает ша зай£рную установку («Спутник»). Выходящая из
нее газироваййбя водонефтяная эмульсия обрабатывается де-
эмульгатором для разрушения бронирующих оболочек эмуль-
сии при ее движении в промысловом трубопроводе при тур-
булентном режиме (Re = 2000—25000). Предварительно раз-
рушенная эмульсия смешивается с горячей дренажной водой
и направляется в секционный каплеобразователь. Введение в
поток эмульсии дренажной воды способствует укрупнению
глобул воды в каплеобразователе и быстрому разделению фаз
в сепараторе.
Выходящая из сепаратора дегазированная нефть с неболь-
шим содержанием воды в виде капель подогревается до 40 °C
путевым нагревателем и через секционный каплеобразователь
вводится в отстойник для окончательного обезвоживания. Вы-
деляющейся при этом газ подается компрессором в общую
газосборную сеть, а обезвоженная нефть после обработки пре-
сной водой отводится через каплеобразователь в отстойники
для обессоливания, откуда она поступает в буферную емкость,
а потом насосом откачивается на головные сооружения и да-
лее в нефтяную магистраль.
Сточные воды, отделяющиеся в сепараторе, проходят гид-
родинамическую обработку в специальном трубопроводе, за-
тем поступают в резервуар-отстойник с гидрофобным фильт-
ром. Гидродинамическая обработка способствует укрупнению
загрязнений, содержащихся в очищаемых сточных водах. Бла-
годаря этому они практически полностью задерживаются в гид-
рофобном фильтре. Очищенные сточные воды из резервуара
направляются в буферную емкость, откуда насосом подаются к
насосным станциям для закачки в пласты.
Технологическая схема сбора и подготовки продукции сква-
жины позволяет выделить основные группы оборудования.
402
линия линия
Рис. 8.1. Схема сбора и подготовки нефти, пластовой воды и газа:
Совмещение операций по узлам: А — транспортирование жидкости, сни-
жение вязкости, борьба с отложениями парафина, разрушение эмульсии,
частичное расслоение потока; Б — укрупнение капель средних размеров,
очистка капель дренажной воды в среде нефти при турбулентном режи-
ме, предварительная сепарация газа, коалесценция газовых включений;
В — разрушение газовой пены, отбор газа, оттеснение глобул воды в со-
став дренажной воды, разрушение глобул энергией расширяющегося газа
в гидрофильном жидкостном фильтре, жидкостная флотация, сброс воды;
Г — горячая сепарация и деэмульсация, нагрев, разрушение бронирую-
щих оболочек тонкодисперсной части эмульсии, коалесценция в турбу-
лентном режиме, расслоение потока на нефть и воду; Д — отбор легких
фракций, возврат конденсата в нефть, отмывка солей, расслоение пото-
ка, сброс воды, отбор нефти; Е — транспортирование и улучшение каче-
ства нефти за счет гидродинамических эффектов, совмещение операций
по прохождению нефти в резервуарах со сбросом выделившейся воды;
3 — транспортирование и укрупнение загрязнений в воде при турбулен-
тном режиме; И — очистка воды в жидкостном гидрофобном фильтре,
снижение коррозионной активности дренажной воды; 1 — скважины;
2 — замерное устройство; 3 — подача деэмульгатора: 4 — трубопровод;
5—1, 5—II, 5—Ш — каплеобразователи; 6 — трехфазные сепараторы;
7— путевой подогреватель; 8— отстойники ступени обезвоживания; 9 —
компрессор; 10 — подача пресной воды; 11 — отстойники ступени обес-
соливания; 12 — буферная емкость для нефти; 13, 16 — нефтяные насо-
сы; 14 — анализатор качества нефти, замер; 15 — товарные резервуары;
17— водяной насос; 18 — буферная емкость для воды; 19 — подача инги-
битора коррозии; 20 — отстойник с гидрофобным фильтром; 21 — трубо-
провод для гидродинамической обработки воды; 22 — емкость для сбора
нефти; 23 — расходомеры
403
В оборудовании сбора — это замерные установки, первич-
ные сепараторы газа, устройства для подачи реагентов, про-
мысловые насосные станции и трубопроводы.
В оборудовании подготовки продукции скважин — это се-
параторы, отстойники, подогреватели, деэмульгаторы, резер-
вуары, насосы и замерные устройства для подготовленной к
транспортировке продукции промысла.
подготовки газа и конденсата
Система сбора и подготовки газа и конденсата предназначе-
на для сбора продукции скважин и подготовки газа и конден-
сата. Она включает шлейфы, газосборные промысловые кол-
лекторы, установки комплексной подготовки газа (УКПГ), до-
жимные компрессорные станции (ДКС), газо-перерабатываю-
щий завод (ГПЗ).
Система сбора зависит от размера и конфигурации мес-
торождения, числа залежей, пластовых и устьевых давлений
и температур, запасов газа и конденсата, дебитов скважин,
содержания конденсата в газе, наличия кислых компонен-
тов, климатических условий, в которых находится место-
рождение.
Система сбора и подготовки газа и конденсата проектирует-
ся и выбирается на весь срок разработки месторождения на
основе технико-экономических расчетов.
Низкотемпературная сепарация (НТС) обеспечивает под-
готовку газа за счет создания низких температур в сепараторе.
В зависимости от способа получения низких температур НТС
подразделяется на установки:
— с дросселированием газа высокого давления (рис. 8.2);
— с искусственным холодом (рис. 8.3);
— с турбодетандерным агрегатом.
Установки с искусственным холодом используются при не-
достатке пластовой энергии для получения холода.
Для получения отрицательных температур на установках НТС
в некоторых случаях используют турбодетандерные агрегаты
(ТДА), в которых эффект снижения температуры в 3—4 раза
превосходит получение низких температур при дросселирова-
нии [52].
404
Газ из скважины
УППГ
Рис. 8.2. Принципиальная схема установки НТС с дросселированием газа
высокого давления:
С], С2, СЗ — сепараторы соответственно первой, второй и третьей ступе-
ней; АВО — аппарат воздушного охлаждения; ВТ — водяной теплообмен-
ник; Т1, Т2 — теплообменники типа газ-газ; Д — дросселирующее уст-
ройство; С4 — низкотемпературный сепаратор; Е1 — емкость для сбора
конденсата; РДЭГ, НДЭГ — регенерированный и насыщенный раствор
ДЭГа соответственно; 3 — замерное устройство
р = 1,62 МПа
1 = 76 °C
р = 1,37 МПа !
Г =45 °C Т4=-10’С
Рис. 8.3. Принципиальная схема установки искусственного холода:
ГК1, ГК2 — соответственно первая и вторая ступени газомотокомпрессо-
ра; Ml, М2 — маслоотделители первой и второй ступеней, АВ1, АВ2 —
аппараты воздушного охлаждения первой и второй ступеней; АД — уголь-
ные адсорберы; Л — линейный ресивер; П — переохладитель; У — уров-
недержательные аппараты; И — испаритель-холодильник
Абсорбционная осушка газа
Процесс абсорбции основан на способности жидких сор-
бентов избирательно поглощать определенные компоненты из
смеси продуктов. В технологических процессах подготовки газа
абсорбция используется для извлечения парообразной влаги,
высококипящих углеводородных компонентов газа, очистки газа
от кислых компонентов.
Абсорбенты, применяемые для осушки газа, должны обла-
дать такими свойствами, как большая влагоемкость, нетоксич-
ность, стабильность, низкие коррозионные свойства, низкая
вязкость, устойчивость к окислению, низкая растворяющая
способность к природному газу и углеводородным жидкостям.
406
В системе абсорбционной осушки газа в качестве абсорбен-
ов широко применяются высококонцентрированные раство-
гликолей: этиленгликоль ЭГ (табл. 8.1), диэтиленгликоль
ПЭГ, триэтиленгликоль ТЭГ, которые в определенной мере
отвечают перечисленным требованиям. Этиленгликоль имеет
самую низкую температуру кипения, что приводит к уносу его
с осушенным газом и значительным потерям при регенера-
ции. ЭГ не получил широкого распространения в процессах
осушки газа. ДЭГ по сравнению с ТЭГ имеет меньшую склон-
ность к пенообразованию и меньшую температуру кипения.
ТЭГ снижает температуру точки росы на более значительную
величину.
На процесс осушки влияет вязкость абсорбента, с пониже-
нием температуры вязкость гликолей возрастает, массообмен
ухудшается.
Таблица 8.1
Физико-химические свойства гликолей
Показатели ЭГ ДЭГ ТЭГ
Молекулярная масса 62,07 106,12 150,17
Относительная плотность 1,116 1,118 1,126
Температура, К: замерзания начала разложения 260,55 264,15 437,55 265,55 479,85
Вязкость при 293К, мПа с 20,9 35,7 47,8
Удельная теплоемкость, кДж/(кг.К) 2,35 2,09 2,20
Теплота парообразования (при давлении 0,1 МПа), кДж/кг 800 629 416
Поверхностное натяжение, 10’3 н/м 46,49 (при 293 К) 48,5 (при 298 К) 45,2 (при 293 К)
Коэффициент рефракции при 293 К 1,4316 1,4472 1,4559
Температура кипения (в К) при давлении, кПа: 102 6,7 1,34 470,45 396,15 364,15 517,95 437,15 401,15 551,45 471,15 435,15
407
Рекомендуется поддерживать температуру не ниже 283 К
Иногда вязкость гликолей снижают добавлением растворителей
(бутиловый карбинол, фениловый целлюзоль, бензиловый спирт
и др.). Повышение температуры абсорбции ведет к потерям гли-
колей, поэтому температуру поддерживают не выше 311 К.
При регенерации во избежание разложения гликолей тем-
пературу в колонне поддерживают не выше 437 К (164 °C) для
ДЭГ и 473 К (200 для ТЭГ.
Выбор того ил}№и0го абсорбента в каждом конкретном слу-
чае*проводитЙгйФ основе технико-экономических расчетов.
На рис. 8.4 показана принципиальная схема абсорбцион-
ной осушки газа, действующей на месторождении Медвежье
[52]. Установка включает абсорбер, десорбер для регенерации
ДЭГ, фильтры, теплообменники, емкости, насосы для пере-
качки абсорбента и другое оборудование. Установка рассчи-
Рис. 8.4. Схема абсорбционной осушки газа:
С1 — сепаратор; Т1 — подогреватель газа; А1 — абсорбер; Ф1 — фильтр
для очистки газа; HI, Н2 — насосы для перекачки ДЭГа; Е1 — емкость
для сбора ДЭГа; В1 — выветриватель; Ф2 — фильтр для очистки ДЭГа;
Т2 — теплообменник; Д1 — десорбер; И1 — испаритель; ТЗ — воздушный
теплообменник; Е2— емкость для сбора воды; НЗ — насос для перекачки
воды
408
тана на обработку 2,5—3 млн м3/сут, расход абсорбента со-
ставляет 1,2—1,5 м3/сут. Унос абсорбента с осушенным газом
превосходит 8—12 г/1000 м3, потери при регенерации — не
более 2,5-3,5 г/1000 м3 [52].
Адсорбционная осушка газа
Адсорбционная осушка газа (рис. 8.5) основана на поглоще-
нии паров воды из природного газа твердыми поглотителями —
адсорбентами.
Адсорбенты должны обладать большой поверхностью мас-
сообмена, избирательностью процесса адсорбции, стабильностью
адсорбционных свойств, низким сопротивлением к потоку газа,
высокой механической прочностью, простотой регенерации.
В качестве адсорбентов для осушки газа используют силика-
гели, окись алюминия, синтетические цеолиты (молекулярные
сита) и др.
Рис. 8.5. Схема адсорбционной осушки газа:
1 — входной сепаратор; 2 — адсорберы; 3 — компрессор; 4 — печь-подо-
греватель; 5 — АВО; 6 — сепаратор
409
Силикагели — это гели кремниевой кислоты, которые под-
вергаются сушке и прокалке. Применяются в виде гранул диа-
метром 0,2—7 мм.
На рис. 8.5. представлена принципиальная технологическая
схема осушки газа при помощи силикагелей на месторождении
Медвежье [52]. Каждая технологическая линия рассчитана на
пропускную способность 6 млн м3/сут при давлении 7,7 МПа.
Процесс адсорбции дддася 12—30 ч, регенерации — 10—14 ч,
охлаждения — 4—5^йГ ‘'
8.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАМЕРА ДЕБИТА СКВАЖИН
Для контроля за разработкой месторождений на каждой сква-
жине необходимо замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме
того, следует знать количество механических примесей в про-
дукции скважины. Эти данные дают возможность контролиро-
вать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом,
что позволяет принимать нужные меры по ликвидации воз-
можных отклонений. Так, увеличение количества механичес-
ких примесей в продукции скважины может возникнуть из-за
разрушения призабойной зоны. Следовательно, необходимо или
изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.
Для измерения дебита часто применяют сепарационно-за-
мерные установки. При их работе для измерения количества
каждого компонента продукции скважины сначала следует
отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации.
На практике используют индивидуальные и групповые сепа-
рационно-замерные установки.
Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслу-
живает только одну скважину. Она состоит из одного газосепа-
ратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продук-
ция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор,
где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сбор-
ный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газо-
сборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические
примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через
отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в
мернике деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной
рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня
410
и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши.
Замер заключается в определении высоты наполнения мерни-
ка ад какой-то промежуток времени. На рейке и рулетке нане-
сены деления в сантиметрах. Для каждого мерника имеется
калибровочная таблица объемов жидкости в зависимости от
уровня излива. После замера нефть направляется в сборный
коллектор насосом (при напорной системе сбора).
Количество газа измеряют специальными устройствами и
приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.
Групповая сепарационно-замерная установка самотечной
системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит
из газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гре-
бенки) и трубопроводов.
Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных)
направляется в распределительную батарею. При включении
одной скважины на замер, продукция всех других скважин сме-
шивается и поступает в сборный коллектор без замера.
Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуаль-
ной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сбор-
ный коллектор продукция остальных скважин направляется
последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней,
при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации.
Нефть из сепаратора второй ступени поступает в сборный
коллектор.
Для измерения небольшого дебита скважин при малых ли-
нейных давлениях в системе сбора продукции может использо-
ваться замерный трап, который оборудован замерными стекла-
ми и рейкой. По уровню нефти в стеклянной трубке судят о
дебите скважины.
Групповая сепарационно-замерная установка системы Ба-
роняна — Везирова состоит из замерного трапа, распредели-
тельной батареи, манифольда и аппаратуры. Продукция сква-
жины направляется в газосепаратор для отделения газа от не-
фти. При выходе из газосепаратора газ смешивается с нефтью
и по единому трубопроводу поступает на сепарацию. Количе-
ство нефти замеряют при помощи замерных стекол, монтируе-
мых на газосепараторе, а количество газа — приборами на га-
зовой линии после сепаратора. Продукция остальных скважин
при этом, минуя ГСЗУ, направляется на сепарацию.
411
В современных напорных герметизированных системах сбо-
ра и транспорта продукции скважины используют автоматизи-
рованные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов
ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.).
Продукция нефтедобывающих скважин подается на замер-
ную установку типа «Спутник», на которой проводится перио-
дический замер объема жидкости, подаваемой скважиной, оп-
ределяются^ проце^й^е, содержание воды в жидкости и количе-
ство'Свободного-га^а. Запроектированы и применяются установ-
ки типа «Спутник-A», «Спутник-В», «Спутник-540» и «Спутник-
Б40—24». Рассмотрим работу установки «Спутник-Б40» (рис. 8.6).
Он предназначен для автоматического переключения сква-
жин на замер по заданной программе и автоматического изме-
рения дебита скважин. На «Спутнике-Б40» установлен автома-
тический влагомер нефти, непрерывно определяющий процен-
тное содержание воды в потоке нефти; автоматически при по-
мощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется коли-
чество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.
Турбинный расходомер жидкости ТОР 1-50 в «Спутнике-Б40»
установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости
гидроциклонного сепаратора.
При помощи «Спутника-Б40», так же как «Спутника-Б» и
«Спутника-А», можно измерять раздельно дебиты обводнен-
ных и необводненных скважин. Для этого поступают следую-
щим образом. Если, например, 2 скважины (см. рис. 8.6) об-
воднились, а остальные 12 скважин, подключенных к «Спут-
нику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специ-
альные обратные клапаны 1 и продукция обводненных сква-
жин по обводной линии через задвижки 12 направляется в сбор-
ный коллектор 8. Продукция скважин, подающих чистую нефть,
направляется в емкость многоходового переключателя скважин
ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а
далее в коллектор безводной нефти 23.
Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направ-
ляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроцик-
лонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен
регулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный
перепад между сепаратором и расходомером газа 75. Постоян-
ный перепад давления передается золотниковыми механизма-
412
Рис. 8.6. Принципиальная схема «Спутника-Б40».
/ — обратные клапаны; 2— задвижки; 3 — переключатель скважин мно-
го,ходовой Л СМ; 4 — роторный переключатель скважин; 5 — замерная
линия; 6 — общая линия; 7— отсекатели; 8 — коллектор обводненной
нефти; 9 и 12 — задвижки (закрытые); 10, 11 — задвижки (открытые);
13 — гидроциклонный сепаратор; 14 — регулятор перепада давления;
15 — расходомер газа; 16 и 16a — золотники; 17 — поплавок; 18 — расхо-
домер жидкости; 19 — поршневой клапан; 20 — влагомер; 21 — гидро-
привод; 22 — электродвигатель; 23 — коллектор безводной нефти; т —
выкидные линии от скважин
ми 16 и 16a, от которых также передается постоянный перепад
на поршневой клапан 19.
Количество жидкости измеряется по скважинам следующим
образом. Когда поплавок 77 уровнемера находится в крайнем
нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма
нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего по-
вышенное давление от регулятора 14 передается на правою часть
поршневого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости
прекращается и турбинный расходомер 18 перестает работать.
С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается.
Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего
верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма
413
нажмет на выступ золотника 16а, повышенное давление от ре-
гулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 у
открывает его; начинается течение жидкости в системе, и тур.
бинный расходомер 18 отсчитывает количество прошедшей че-’
рез него жидкости [13].
Для определения процента обводненности нефти на «Спут-
нике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся
продукция скважины.
Разра^ртан также «Спутйик-Б40-24, который отличается от
«Спутника-Б40» лишь ’Числом подключаемых скважин — к нему
можно подключить не 14, а 24 скважины. Все остальные дан-
ные этого «Спутника» такие же, как и «Спутника-Б40».
Установки «Спутник-A» и «Спутник-В» менее совершенны.
Но в «Спутнике-В» применен объемный замер подачи сква
жинной жидкости. Он дает более точные результаты, чем заме!
с помощью турбинного расходомера, если в нефти нет большо-
го содержания парафина. При значительном содержании пара-1
фина он откладывается в тарированной емкости замерного ус-
тройства и снижает точность замеров.
Параметры установок типа «Спутник» приведены в табл. 8.2.
Рассмотрим устройство многоходового переключателя сква-
жин «Спутника-Б40» 3, 4 (рис. 8.7). Переключатель предназна-
чен для автоматического или ручного перевода продукции сква-
жин в замерный сепаратор.
Переключатель состоит из стального корпуса 1 с выходны-
ми патрубками 2, крышки 3 с замерным патрубком 4, поворот-
ного патрубка 13 с подвижной кареткой 75 и валом 7, поршне-
вого привода с храповым механизмом и датчиком положения.
Подвижная каретка (см. рис. 8.7, б) состоит из корпуса 21, ка-
ретки 18, роликов 77, посаженных на специальных осях 22, и
резинового уплотнения 19, зажатого между корпусом 27 и ка-
реткой 18. Подвижная каретка может перемещаться в поворот-
ном патрубке. Пружина 20 обеспечивает прижатие каретки к
корпусу. На внутренней цилиндрической поверхности корпуса
имеются две параллельные кольцевые канавки с выточками
против каждого входного отверстия. По этим канавкам пере-
мещаются ролики подвижной каретки. Глубина канавки и вы-
точек выбрана таким образом, что при перемещении роликов
по канавке между резиновым уплотнением 19 и корпусом пе-
414
Таблица 8.2
Параметры установок типа «СПУТНИК»
Параметры А-16-14- 400 АМ-25- 10-1500 АМ-40- 14-400 Б-40-14- 500 ВРМ- 40-400 М-40-12- 400
Число подключаемых скважин 14 10 14 14 14 8—12
Рабочее давление, МПа 1,6 2,5 4 4 4 4
Пределы измерения по жидкости, (м3/сут) 10-400 10-1500 10-400 5-400 25-400 1-400
Пропускная способность, м3/сут 4000 10000 4000 4000 4000 40000
Погрешность измерения по жидкости, % ±2 ±2,5 +2,5 ±2,5 +2,5 ±2,5
реключателя образуется зазор, а при попадании роликов в вы-
точки уплотнение прижимается к корпусу пружиной 20, обес-
печивая герметичность замерного канала. Герметичность под-
вижного соединения каретки и поворотного патрубка достига-
ется резиновым уплотняющим кольцом 16 (см. рис. 8.7, а).
Поршневой привод 10 с храповым механизмом служит для обес-
печения автоматического переключения скважин и состоит из
литого чугунного корпуса 6, закрепленного на крышке пере-
ключателя, силового цилиндра с поршнем, пружиной и зубча-
той рейкой, составляющей одно целое со штоком поршня.
Внутри корпуса привода, на валу поворотного патрубка,
установлены храповик 5 на шпонке 12 и свободно сидящая
шестерня 11. Шестерня прижимается к храповику пружиной
9 и взаимодействует с зубчатой рейкой привода. Храповик 5 и
шестерня 11 имеют торцевые зубья со скосами, что обеспечи-
вает одностороннее зацепление при их взаимном повороте.
При подаче импульса давления от гидропривода в полость
силового цилиндра поршень со штоком будет перемещаться и
поворачивать шестерню, а вместе с ней и храповик с валом
415
а б
IS IS
Рис. 8.7. Схема многоходового переключателя скважин.
а — конструкция переключателя; б — детали подвижной каретки
переключателя. При снятии давления жидкость из силового
цилиндра будет выдавливаться поршнем. Рейка и шестерня
будут перемещаться в обратном направлении к исходному
положению. Храповик с валом при этом перемещаться не бу
дет. Герметичность в местах соединения силового цилиндра i
крышки, а также в подвижном соединении цилиндра и порш
ня обеспечивается резиновыми уплотнительными кольцами
Датчик положения переключателя ПСМ-1М служит для конт
роля за процессом переключения, а также позволяет дистанци
онно устанавливать необходимую скважину на замер. Корпус
привода закрыт крышкой 8.
Переключатель ПСМ-Ш работает следующим образом. По сиг-
налу от реле времени включается гидропривод, и в силовой
цилиндр переключателя подается жидкость под давлением.
416
Технические характеристики переключателя ПСМ-1М:
Рабочее давление, МПа.............................4
Диаметр патрубка, мм:
входного......................................70
общего выходного............................ 150
замерного.....................................70
Число входных патрубков......................... 14
Максимальный перепад давления между
замерным патрубком и общей полостью, МПа....0,5
Напряжение питания датчика положения, В......220
Исполнение
датчика положения........Взрывонепроницаемый ВЗГ
Жидкость перемещает поршень с рейкой, поворачивая через
храповой механизм поворотный патрубок с подвижной карет-
кой, который останавливается против отверстия в корпусе пе-
реключателя. В этот момент ролики западают в выточки, чем
обеспечивается надежное уплотнение между корпусом и карет-
кой. Жидкость от скважины через подводящий патрубок и окна
в нем попадает в камеру крышки переключателя и через замер-
ный патрубок в замерную линию.
Можно подключать скважину на замер и вручную. Для это-
го специальной рукояткой поворачивают вал поворотного пат-
рубка и устанавливают его на необходимую скважину. Поло-
жение поворотного патрубка определяется по стрелке, выгра-
вированной на торце вала. Скорость перемещения поворотно-
го патрубка невелика, и поэтому нагрузка на подвижные дета-
ли и их износ незначительны. В благоприятных условиях нахо-
дятся и резиновые уплотнения переключателя — почти все они
работают при малых перепадах давления.
При эксплуатации переключателя необходимо иметь в виду,
что в узле каретки диаметры уплотнений по корпусу и в пово-
ротном патрубке одинаковы и узел разгружен. Однако при од-
ностороннем высоком давлении возникает изгибающее усилие
в поворотном патрубке, что затрудняет переключение. Поэто-
му не следует допускать перепадов давления в уплотнении ка-
ретки выше 0,5 МПа и тем более проводить переключение при
417
27 Ив
этих условиях. В нормальных условиях эксплуатации перепады
давления в уплотнении каретки не превышают 0,1 МПа.
С целью ремонта и замены износившихся детялей может
проводиться разборка переключателя. Наиболее быстрому из-
носу в переключателе подвержены резиновые уплотнения. Раз-
борка проводится с помощью съемника, который присоединя-
ется к подводящему патрубку и фиксирует своим винтом пово-
ротный п^трубощщ-Щентральном положении, как это указано
пунктиром (7Д>Ш.рйс. 8.7, а). После фиксации поворотного
патрубка последовательно снимают крышку датчика положе-
ния и его кулачки, корпус поршневого привода и храповое ус-
тройство, крышку переключателя и затем освобождают пово-
ротный патрубок с кареткой. Сборка переключателя проводит-
ся в обратном порядке.
В последние годы многие фирмы, в частности — конверси-
онные, проводят большие работы в области создания и выпус-
ка оборудования для. замера дебита продукции скважин.Напри-
мер, установка измерительная мобильная УЗМ (разработчик —
ИПФ «Сибнефтеавтоматика») предназначена для измерения в
автоматическом и ручном режимах количества жидкости, не-
фти и газа, добываемых из нефтяных скважин. В основе рабо-
ты установки заложен гидростатический метод измерения мас-
сы продукции нефтяных скважин, основанный на зависимости
гидростатического давления столба жидкости от плотности.
Основным элементом для реализации данного метода является
датчик перепада давления, что обеспечивает высокую надеж-
ность работы установки, точность, а также упрощает метроло-
гическое обеспечение, так как не требуются громоздкие и энер-
гоемкие стенды. Одним из достоинств замерной установки яв-
ляется возможность проводить замеры как на низкодебитных,
так и на высокодебитных скважинах.Установка состоит из двух
блоков (технологического блока, блока контроля и управления),
смонтированных на прицепе-шасси, что позволяет транспор-
тировать ее по месторождению и подключать к скважинам для
выполнения измерений. В блоке контроля и управления разме-
щается аппаратура управления и рабочее место оператора. Ото-
пление блоков — при помощи электрообогревателей.
Установка сертифицирована органами Госгортехнадзора РФ
как средство измерения, сертификат №0000435.
418
«t*» Технические характеристики
Рабочее давление, МПа, не более.................4,0
Диапазон измерения жидкости, т/сут........... 1—400
Диапазон измерения газа, приведенного
к нормальным условиям, нм3/м3..............40—20000
Предел допускаемой основной относительной
погрешности установки при измерении, %, не более:
массового расхода жидкости.....................±2,5
объемного расхода газа......................± 5,0
Предел допускаемой основной относительной
погрешности установки при вычислении
массового расхода нефти и воды..................6,0
Кроме мобильной установки выпускается и стационарная
установка УЗ, которая имеет аналогичные технические харак-
теристики, но может работать на кусте скважин, в связи с чем
установка дополнительно оборудована устройством переклю-
чателя скважинных манифольдов.
Достаточно широкое распространение на нефтяных промыс-
лах получили счетчики для измерения дебита скважин типа
СКЖ, разработанные НПО «НТЭС» (Татарстан).
Счетчики СКЖ предназначены для измерения при постоян-
ных и переменных расходах массового расхода, общей массы
вещества. Счетчики СКЖ измеряют расход в тоннах за сутки, а
общую накопленную массу — в килограммах. В качестве изме-
ряемой среды может быть жидкость, газожидкостная смесь,
например, поступающая из нефтяных скважин, растворы раз-
личных веществ, в том числе пульпы с мелкодисперсными ча-
стицами, сжиженные газы. При измерении счетчиком массы
жидкости в составе газожидкостной смеси в большинстве слу-
чаев не требуется предварительного разделения ее на жидкость
и газ. Счетчики устанавливаются на устье добывающей сква-
жины, на групповой замерной установке, на узле сбора и под-
готовки нефти, в системах контроля и регулирования техноло-
гических процессов. Счетчик состоит из камерного преобразо-
вателя расхода (КПР) и блока вычислителя массы БЭСКЖ. КПР
счетчика СКЖ состоит из корпуса и, в зависимости от типо-
размера, одного или двух блоков измерительных.
419
Блоки измерительные имеют взрывозащищенное исполне-
ние с уровнем взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболоч-
ка» и могут эксплуатироваться во взрывоопасных условиях. Они
имеют нормируемые метрологические характеристики, их кон-
струкция унифицирована под все корпуса КПР, что позволяет
с минимальными затратами производить замену измеритель-
ной части К!11Р в^ц^йессе проверки его метрологических ха-
рактеристик или. .ремонта. Для измерения одновременно двух
потоков жидкости в газожидкостной смеси рационально ис-
пользовать счетчик СКЖ, имеющий индекс модификации «Д».
При этом в одном из потоков допускается отсутствие газовой
фазы.
Для работы счетчика необходимо присутствие в его корпусе
свободного газа. Поэтому счетчик наиболее подходит для из-
мерения веществ, содержащих в своем составе попутный газ,
способный выделяться в корпусе счетчика. Технические харак-
теристики счетчиков представлены в табл. 8.3.
Информация о расходе жидкости, накопленной массе жид-
кости, прошедшей через камерный преобразователь расхода,
наличие нештатных ситуаций при работе счетчика, обраба-
тывается, накапливается и выдается на дисплей или во вне-
шнюю сеть в блоке вычислителя массы. Вычислитель массы
имеет три исполнения, имеющих обозначение: БЭСКЖ-2,
БЭСКЖ-2М и БЭСКЖ-2МС. Два исполнения вычислителя
имеют индикатор для отображения информации, а одно испол-
нение (БЭСКЖ-2МС) его не имеет, вместо него служит уст-
ройство считывания информации, позволяющее считывать на-
копленную информацию на вычислителе, а затем просмот-
реть ее на ПК. Вычислитель выдает нормируемый импульс-
ный выходной сигнал для передачи информации в систему
телеметрии, а также имеет интерфейс RS-232 и RS-485, что
позволяет легко встраивать его в любые системы автомати-
зированного контроля и управления. Исполнение вычисли-
телей БЭСКЖ-2М и БЭСКЖ-2МС имеют архив истории
работы счетчика, часовой — глубиной до 7 суток, и суточ-
ной — глубиной до 3 месяцев. Основная относительная по-
грешность преобразования числа входных импульсов в мас-
совое число по каждому каналу у вычислителей составляет
не более ±0,1%.
420
Технические характеристики СКЖ
Таблица 8.3
Параметры СКЖ-30- 40М2 СКЖ-60- 40 СКЖ-60- 40М скж- 120-40 СКЖ-60- 40Д СКЖ-90- 40Д СКЖ-120- 40Д
Диапазон измерения расхода, т/сутки: — по первому каналу — по второму каналу До 30 Нет До 60 Нет До 60 Нет До 120 Нет До 30 До 30 До 30 До 60 До 60 До 60
Максимальное рабочее давление, МПа 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0
Допускаемое значение кинематической вязкости жидкости, . м2/с: 0,0005 0,0005 0,00015 0,00015 0,0005 0,0005 0,00015
Допускаемый предел изменения газового фактора, м3/т 0,1-100 0,1-100 0,1-50 0,1-50 0,1-100 0,1-100 0,1-50
Относительная погрешности счетчика в диапазоне измерения, % не более 2,5 2,5 2,0 2,0 2,5 2,5 2,0
Электропитание: Переменный ток 50 Гц 220 В
Масса счетчика, кг 86 136 86 136 136 136 136
Исполнение счетчика — взрывозащищенное, содержание сероводорода в замеряемой жидкости
при рабочем давлении 4 МПа — не более 0, 02% по объему.
Счетчики выпускаются по ТУ 39-0147.585-010-92, занесе-
ны в государственный реестр под № 14189-94 и имеют серти-
фикат Госстандарта RU.C.29065.A № 7Т22 и Патент России
Технические характеристики счетчиков СКЖ представлены в
табл. 8.3.
В настоящее время во многих нефтегазодобывающих регио-
нах страны эксплуатируется передвижные замерные установки
типа АСМА. Установка АСМА-ТП предназначена для метроло-
гического контроля средств измерения производительности не-
фтяных скважин (АГЗУ «Спутник») и производства высокоточ-
ных измерений суточных дебитов по жидкости, нефти и воде
путем прямого измерения массы жидкости и объема попутного
нефтяного газа. Установка состоит из блока с технологическим
и аппаратным отсеками, расположенном на двухосном автомо-
бильном прицепе.
Масса жидкости определяется путем взвешивания пустой и
наполненной емкости и измерением времени накопления, ко-
личество попутного газа замеряется двумя газосветчиками «Агат»
и диафрагмой в комплекте с прибором «Сапфир-22ДД». В зави-
симости от величины газового фактора объемный расход попут-
ного газа может измеряться как любым из трех счетчиков, так и
двумя-тремя одновременно.
Содержание воды в нефти определяется влагомером ВСН-
БОЗНА, PHASE DYNAMICS.
В аппаратурном отсеке расположена станция управления нг
базе программируемого контроллера. Результат измерения вы-
водится на дисплей переносного компьютера, протокол измере-
ния распечатывается на принтере.
Установка АСМА-Т имеет аналогичное устройство и распо-
ложена на шасси автомобиля. В шифре установки типа АСМА-
Т-03-400 указано:
03 — расположение на шасси автомобиля «Урал-4320— 1920»i
400 — максимальный дебит скважины, замеряемый установ^
кой, т/сут.
Для замера дебита скважин с высоким газовым фактором ис-
пользуется передвижной сепаратор, в котором производится
предварительное отделение и замер газа. Жидкость остаточным
содержанием газа подается в ЗУ АСМА-ТП(Т) для замера в нор-
мальном режиме.
422
Принцип работы установок типа АСМА основан на прямом
взвешивании жидкости (нефтеводогазовой смеси) скважины в
именованных единицах массы с последующим вычислением кон-
троллером суточного дебита по жидкости, нефти и воде. Изме-
рение содержания воды производится влагомером ВСН-БОЗНА.
Измерение суточного объема попутного газа производится счет-
чиком газа типа АГАТ-IM, и результаты измерения приводятся к
нормальным условиям в контроллере.
Установки массоизмерительные состоят из технологичес-
кого и аппаратурного отсеков, размещенных в блок-контей-
нерах, которые смонтированы для транспортабельных уста-
новок «АСМА-Т» на шасси автомобиля повышенной прохо-
димости, для стационарных установок «АСМА» — на едином
основании.
Технологический отсек выполнен в классе В-1а, где возможно
образование взрывоопасной смеси категории II А группы ТЗ.
Исполнение приборов технологического отсека — искробезо-
пасное, взрывозащищенное. Технические характеристики ус-
тановок АСМА представлены в табл. 8.4.
Параметр измеряемой среды
Рабочее давление, МПа, не более.................4,0
Вязкость, сСт, не более ........................500
Объемная доля воды, %, не более..................99
Массовая доля серы, %, не более...................2
Массовая доля мехпримесей, %, не более.........0,05
Содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды, вызываю-
щей коррозию свыше 1,35 мм/год, не допускается.
погрешность определения, %, не более:
среднесуточного дебита по жидкости ...........+2,5
объема попутного газа.........................±6,0
обводненности:
при содержании воды в нефти 0—60%.............+2,5
при содержании воды в нефти 60—100%...........+4,0
423
Таблица 8.4
Технические характеристики установки «АСМА»
Модификация установки Диапазон измерения Кол-во скважин, подключа- емых к установке Габаритные размеры, мм, не более Масса, кг, не более
ПО жидкости, т/сут по газу (в 1000 м3/сут) при Р - 1,5 МПа длина ширина -ВБгеота V ч. л
НО-1-ЮО 0,1-100 18-90 1 5400 3250 ’ .^100 4500
НО-8-180ПК 0,1-180 1,44-300 8 8200 3250 3400 14000
НО-8,10,14- 180МП 0,1-180 1,44-300 8; 10; 14 8200 3250 3400 14000
МО-400-МЗП К-4, 6, 8, 10, ,12 0,1-400 1,44-300 4; 6; 8; 10; 12 7550+5000 3250 модуль 3200 3500 МЗПК 3500 11000 8000
ПК — наличие переключающих клапанов
МП — наличие многоходового переключателя
МЗПК — наличие модуля запорно-переключающих клапанов
' <8.3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ
НЕФТИ И ГАЗА
На разных стадиях разработки нефтяных месторождений
содержание воды в нефти колеблется от 0 до 98—99%. При
движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам
происходит их взаимное перемешивание, в результате чего об-
разуются эмульсии ввиду наличия в нефти особых веществ —
природных эмульгаторов (асфальтенов, смол и т.д.). Кроме
высокоминерализованной воды в нефти во взвешенном со-
стоянии могут содержаться кристаллики солей. Вода, соли и
механические примеси загрязняют нефть и вызывают непро-
изводительную загрузку трубопроводного транспорта. При
транспорте загрязненной нефти засоряются транспортные ком-
муникации, оборудование, аппаратура, резервуары и, кроме
того, уменьшается полезный объем трубопроводов и резерву-
аров. При содержании в нефти воды и солей снижается про-
изводительность технологических установок нефтепереработ-
ки, нарушается технологический режим работы отдельных ус-
тановок и аппаратов, ухудшается качество нефтепродуктов.
Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях, по-
скольку такое сочетание веществ является особенно коррози-
онно-активным. Поэтому добываемую нефть необходимо ос-
вободить от воды, солей и механических примесей как можно
раньше.
Для обезвоживания и обессоливания нефтей используют ус-
тановки подготовки нефти (УПН). Кроме того, на этих установ-
ках проводятся мероприятия по снижению способности нефти
к испарению (с целью уменьшения потерь легких углеводоро-
дов), т.е. осуществляется стабилизация нефти.
Наиболее целесообразно устанавливать УПН в пунктах мак-
симальной концентрации нефти на промысле, например в то-
варных парках. С учетом принятой схемы сбора и транспорта
нефти и газа следует предусмотреть возможность подготовки
нефти на другом месторождении, если на данном месторожде-
нии произойдет авария.
Добываемая с нефтью пластовая вода с растворенными в
ней солями подлежит удалению на промыслах. При этом ос-
новными процессами являются обезвоживание и обессоливание.
425
Основная масса солей удаляется вместе с водой в процессе обез-
воживания. Однако для предотвращения коррозии оборудова-
ния, образования солевых отложений и других нарушений в
процессах переработки нефти необходимо ее глубокое обессо-
ливание. Перед обессоливанием в нефть подается пресная вода
в результате чего образуется искусственная эмульсия, которая
затем подвергается разрушению.
Процесс разрушен-йянефтяных эмульсий заключается в сли-
янии капель диспергированной в нефти воды в присутствии
деэмульгатора и осаждении укрупнившихся капель.
Деэмульгаторы — это поверхностно-активные вещества, ко-
торые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют
адсорбционный слой со значительно меньшей механической
прочностью, что облегчает слияние капель и способствует раз-
рушению нефтяных эмульсий.
Применяются следующие типы деэмульгаторов: дипрокса-
мин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэти-
лированный препарат ОП и др.
Деэмульгатор должен выполнять следующие требования:
— быть высокоактивным при малых удельных его расходах;
— хорошо растворяться в воде или нефти;
— быть дешевым и транспортабельным;
— не ухудшать качества нефти;
— не менять своих свойств при изменении температуры.
Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемеши-
вания деэмульгатора с эмульсией и температуры смеси. Подача
деэмульгаторов проводится дозировочным насосами.
Основные способы обезвоживания и обессоливания: 1) хо-
лодный отстой, 2) термохимические, 3) электрические.
Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят де-
эмульгатор и в результате отстоя в сырьевых резервуарах из
нефти выпадает свободная вода.
Характерная особенность процесса — отсутствие расхода теп-
ла на указанный процесс.
Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на
нагреве эмульсии и химическом воздействии на нее деэмульга-
торов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облег-
чает отделение воды. Принципиальная схема термохимическо-
го обезвоживания и обессоливания представлена на рис. 8.8.
Рис. 8.8. Схема термохимического обезвоживания и обессоливания
Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар 1,
откуда насосом 3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она
подогревается до 40—60 °C и далее поступает в паровой подо-
греватель 5, где подогревается паром до 70—100 °C. Дозировоч-
ный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор
через смеситель 2 в эмульсию. Обработанная деэмульгатором и
подогретая эмульсия направляется в отстойник 9, где вода от-
деляется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника 9
обезвоженная и нагретая нефть через теплообменники 4 и холо-
дильники 8 поступает в товарные резервуары 10, а затем направ-
ляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4
нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего допол-
нительно охлаждается в холодильниках 8.
Термохимические установки эксплуатируются под атмосфер-
ным и избыточным давлением, а также с промывкой горячей
водой. В некоторых случаях вода из отстойников направляется
в смеситель, или после теплообменников эмульсия направля-
ется в колонну-контактор, куда подаются горячая вода и деэ-
мульгатор.
Также применяются комбинированные аппараты, в которых
совмещены процессы подогрева, регенерации тепла нефти и
отстоя при обезвоживании и обессоливании нефти. К ним от-
носятся: подогреватель-деэмульгатор СП-2000 (БашНИПИ-
нефть), КБ НГП (г. Саратов), УДО-2М и НОГ (Гипровосток-
427
нефть). Они размещаются на участках крупных месторожде-
ний, а также на центральных установках подготовки нефти
Работа таких аппаратов полностью автоматизирована.
Электрическое обезвоживание и обессоливание основано на
появлении разноименных электрических зарядов на противо-
положных концах каждой капельки воды, а также на взаимном
притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между
этими,*капельками.д^йе^ультате действия электрического поля.
Между двумя электродами. при токе высокого напряжения,
пропускают нефтяную эмульсию, и при этом укрупняемые капли
воды оседают на дно сосуда.
На практике применяют также установки, объединяющие
термохимическое обезвоживание с электрическим. Принци-
пиальная схема такой установки приводится на рис. 8.9.
Сырая нефть вместе с деэмульгатором поступает на прием
насоса 1 и через теплообменник 2 и подогреватель 3 направля-
ется в отстойники 4 (термохимической части установки), отку-
да под остаточным давлением поступает в электродегидратор 5.
Перед попаданием в электродегидратор 5 в нефть вводятся де-
эмульгатор и пресная вода.
В электродегидраторе 5 происходят разрушение эмульсий и
выпадение освобожденной воды в процессе отстоя. Затем обессо-
ленная нефть направляется в промежуточную емкость 6, а отсю-
да насосом 7 через теплообменники — в товарные резервуары.
Рис. 8.9. Схема электрообессоливающей установки
428
Вода из отстойников 4 и электродегидраторов 5 сбрасывает-
ся в виде сточных вод.
Для более глубокого обезвоживания и обессоливания мож-
но устанавливать несколько электродегидраторов, которые по
форме могут быть горизонтальными, вертикальными, сфери-
ческими и др.
Таким образом, основными технологическими аппаратами и
оборудованием установок обезвоживания и обессоливания яв-
ляются теплообменники, подогреватели, отстойники, электро-
дегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульгаторы.
При эксплуатации нефтяных месторождений применяется
также трубная деэмульсация, которая заключается в том, что в
трубопроводные сети, транспортирующие нефть на месторож-
дении, вводят деэмульгатор. Отделение воды от нефти осуще-
ствляется в специальных резервуарах-отстойниках. Этот про-
цесс обычно проводят в случаях совместного движения эмуль-
сии и деэмульгатора в течение не менее 4 ч.
При транспорте нефти в результате ее испарения возможны
потери легких фракций, для предупреждения которых необхо-
дима стабилизация нефти, т.е. отделение из нефти наиболее
легких углеводородов (этан, пропан, бутан).
Процесс стабилизации заключается в том, что нефть подо-
гревают до температуры 80—120 °C в специальной стабилиза-
ционной колонне и отделяют легкие фракции. После этого они
охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации на-
правляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а нефть — на
нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) или в нефтепровод.
Обычно стабилизационные установки размещают в районе
товарных резервуарных парков или на нефтесборном пункте
данного месторождения после установок обезвоживания и обес-
соливания.
Принципиальная схема стабилизационной установки при-
водится на рис. 8.10.
Насос 1 забирает нефть из сырьевых резервуаров и через
теплообменник 2 подает ее на установку обезвоживания и обес-
соливания 3. Из установки обезвоживания и обессоливания
нефть через подогреватель 5, где нагревается до температуры
80—120 °C, поступает в стабилизационную колонну 6. Здесь из
верхней части колонны отбираются газообразные углеводоро-
429
Рис. 8.10. Схема стабилизационной установки
ды, а из нижней — отбензиненная нефть, которая через тепло-
обменник 2 насосом 7 направляется в товарные резервуары 4.
Газообразные углеводороды поступают в конденсатор-холодиль-
ник 8, где охлаждаются и частично конденсируются, а затем в
двухфазном состоянии (жидкость + газ) — в сепаратор 9, где
отделяются тяжелые фракции, которые собираются в специаль-
ной емкости 10. Насос 11 из емкости 10 забирает тяжелые фрак-
ции и подает их в стабильную нефть после теплообменников.
Газ из сепаратора 9 направляется через маслоотделитель 12 и
конденсатор-холодильник 13 в сепаратор, где отделяются неста-
бильный бензин и газ, которые затем направляются на ГПЗ.
В состав оборудования для подготовки нефти и газа входят
сепараторы различного назначения, деэмульсаторы, нагревате-
ли, оборудование для обессоливания нефти, оборудование для
очистки и осушки газа и некоторые другие.
Сепараторы служат для разделения продукции пласта на
нефть, газ и воду, деэмульсаторы — для разрушения стойких
эмульсий типа «нефть в воде» или «вода в нефти», которые
образуются при добыче нефти, в первую очередь — при работе
УЭЦН. Установки по обессоливанию нефти, очистке и осушке
газа необходимы для получения кондиционного, качественно-
го продукта, отправляемого потребителю.
430
Параметры сепараторов
Таблица 8.5
Тип установки Пропускная способность, м3/сут Давление, МПа Высота, мм Длина, мм Масса, т
СУ1-750-10 750 1 3470 3367 4,9
СУ2-750-16 750 1,6 3328 5005 6,0
СУ2-1500-16 1500 1,6 3800 5352 8,2
СУ2-1500-40 1500 4 3800 5352 9,8
СУ2-5000-40 5000 4 3600 6308 13,7
Сепараторы (табл. 8.5) первой ступени могут применяться
как вертикальные, так и горизонтальные с одной или двумя
емкостями. Вертикальные сепараторы обычно имеют меньшую
пропускную способность, чем горизонтальные.
Применяются также двухъемкостные горизонтальные гид-
роциклонные сепараторы. Их пропускная способность по не-
фти составляет обычно 400 м3/сут. Сепараторы этого типа при-
меняют в сепарационных установках и с большей подачей.
Сепаратор представляет собой горизонтальный аппарат с
отбойником грубого разделения нефтегазового потока, верти-
кальной перегородкой из просечно-вытяжных листов для вы-
равнивания скоростей потоков по сечению аппарата, пенога-
сящей насадкой, струнным каплеотбойником для очистки газа,
штуцерами для входа и выхода продуктов разделения. Выпус-
каемые ДАО ЦКБН (г. Подольск) газосепараторы имеют сле-
дующие технические характеристики:
> Производительность, м3/ч:
i, по нефти....................20—2250
р ; по газу............... 20700—440000
Давление расчетное, МПа..........0,6—16
г. Диаметр, мм.................. 1000—3400
j. Масса, т.................... 2,64—100,0
431
В последние годы широко применяются блочные двухъем-
костные сепарационные установки (УБС) с устройством пред,
варительного отбора газа (УПО), в частности в схеме нефтега-
зосбора в Западной Сибири на Западно-Сургутском и Само,
тлорском месторождениях. Разработан нормальный ряд уста-
новок УБС на пропускную способность по жидкости от 2 дс
16 тыс. м3/сут и давление от 0,4 до 1,6 МПа. Технологические
характеристики установки УБС-16000/16 приведены ниже.
Пропускная способность установки
по жидкости, м3/сут...........................16 000
Рабочее давление, МПа........................... 1,6
Газовый фактор, м3/м3............................120
Температура сырья, °C............................ 50
Рабочая среда.......................... Сырая нефть
Содержание сероводорода в нефти,% не более.......0,2
Питание.............................. Переменный ток
Напряжение, В............................... 220/380
Частота, Гц.......................................50
Потребляемая мощность, Вт.......................1500
Габариты установки, мм:
длина....................................... 28 000
ширина..................................... 4 500
высота...........................................5 880
Объем сепаратора, м3..............................80
Масса, т........................................36
Установка блочная, сепарационная, с устройством предв
рительного отбора газа (УПО) УБС-16000/16 выполнена в мо-
ноблоке (рис. 8.11) и состоит из устройства предварительного
отбора газа, технологической емкости, каплеотбойника, запор-
но-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.
Устройство предварительного отбора газа расположено на нис-
ходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наи-
лучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для от-
бора газа представляет собой трубу диаметром 700 мм, длиной
15 м, установленную под углом 3°. Технологическая емкость —
цилиндрический сосуд диаметром 3000 мм и длиной 11,4 м.
С наружной части емкость имеет патрубки для ввода нефтега-
432
зоной смеси, газа, вывода нефти, газа, для пропарки, дренажа
и сИСтемы контроля и управления. Для профилактического ос-
мотра и ремонта имеются по торцам два люка-лаза. Внутри
технологической емкости находятся лоток для распределения
поступающей продукции, полки и система, перегородок для
более полной сепарации нефти от нефтяного газа.
Рис. 8.11. Схема блочной сепарационной установки
с предварительным отбором газа
1 — устройство предварительного отбора газа; 2 — технологическая ем-
кость; 3 — задвижка; 4 — лоток; 5 — предохранительный клапан; б —
труба для установки датчиков и регулятора уровня; 7 — каплеотбойник;
8 — перегородка; 9 — полка
Для предотвращения недопустимого повышения давления в
емкости установлены четыре предохранительных клапана. Для
исследования эффективности работы сепаратора в различных
режимах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для уста-
новки контрольно-измерительных приборов.
На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник,
представляющий собой емкость с внутренним диаметром 1600
мм и длиной 3100 мм, в котором установлены два сетчатых
отбойника. Для слива отделившейся нефти и для ввода газа,
выделившегося в технологической емкости, в нижней части
каплеотбойника имеются два патрубка диаметром 100 мм и один
патрубок диаметром 450 мм. На емкости оборудуют площадку
28 Ив
433
для обслуживания. Сам аппарат устанавливают горизонтально
на двух опорах на высоте 800 мм от земли.
Работает установка следующим образом. Газожидкостная
смесь от скважин поступает в устройство предварительного от-
бора газа, в котором происходит разделение жидкости и газа
Отделившийся газ отводится по вертикальному стояку в капле-
отбойник, где он очищается от капельной жидкости и направ-
ляется в газопровод. ДЦгефть из устройства предварительного
отбор|.газа гюступ'аеУ в технологическую емкость и по лотку и
полке, где происходит дополнительная сепарация нефти и газа
стекает в ее нижнюю часть. Наличие лотка с направляющими
пластинами и заслонкой способствует гашению пульсации, а
полки — увеличению свободной поверхности жидкости. Газ,
выделившийся в емкости, через каплеотбойник направляется в
газопровод, разгазированная нефть — в нефтепровод. На газо-
вой линии между каплеотбойником и устройством предвари-
тельного отбора газа имеются две задвижки для направления
газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбой-
ник или в нефтегазовый сепаратор.
Для деэмульсации и обезвоживания нефти применяется не-
сколько технологических методов — внутритрубная деэмульса-
ция при подаче в трубы реагентов и соблюдении в трубах опре-
деленного режима течения; деэмульсация за счет барботажа газа
или холодного отстоя (также при подаче реагентов); разруше-
ние эмульсий в центрифугах; разрушение эмульсий при про-
хождении эмульсии через фильтрующий слой (гравий, поли-
мерные шарики, древесная и металлическая стружка); термо-
химическое обезвоживание и использование электродегидра-
торов.
Для уменьшения общего объема перекачиваемой пластовой
жидкости на большие расстояния (от добывающих скважин до
установок по подготовки нефти) в настоящее время широко
применяются установки для предварительного сброса воды типа
УПС. Такие установки в три — пять раз уменьшают объем пе-
рекачиваемой жидкости за счет отделения пластовой воды от
нефти. Установки типа УПС-3000-6м и УПС-6300-6м (рис. 8.12)
отличаются друг от друга объемом технологических емкостей и
диаметрами проходов запорно-регулирующей арматуры. У пер-
вой установки объем технологической емкости 100 м3, у второй —
434
200 м3. Пропускная способность установок 3000 и 6300 т/ч,
масса 29,5 и 43,5 т соответственно. Обводненность поступаю-
щей нефти должна быть не более 90 %, а выходящей из установ-
ки — не более 20 %. Газовый фактор поступающей нефти —
не более 120 м3/м3, рабочее давление в установке — не более
0,6 МПа.
Рис. 8.12. Технологическая схема установок УПС
Продукция скважин поступает в левый отсек по соплу 1 и
нефтеразливной полке 2. На этой полке отделяется основной
объем газа. Газ отводится в верхнюю полость правого отсека и
далее через каплеотбойник 3 и регулятор давления 4 в газовый
коллектор. Водонефтяная эмульсия из левого отсека поступает в
правый через каплеобразователь 8 и входной распределитель 7.
Движение эмульсии обеспечивается перепадом давления меж-
ду левым и правым отсеками до 0,2 МПа. Уровень жидкости в
левом отсеке регулируется прибором 9. Продукция скважин
смешивается с горячей водой, поступающей из установок тер-
мохимической подготовки нефти и содержащей остаточный
деэмульгатор. При этом каплеобразователь 8должен иметь боль-
шую длину для достаточно длительного контакта эмульсии и
горячей дренажной воды. При работе без каплеобразователя
горячая вода подается за 200—300 м до входа в технологичес-
кую емкость. Отстоявшаяся вода отводится через перфориро-
ванный трубопровод 6. Нефть отбирается через перфорирован-
435
ную трубу, расположенную в верхней часта емкости (на рисун-
ке не показана) и связанную со штуцерами 5. При работе уста-
новки осуществляются контроль и регулировка уровней нефть —
газ и нефть — вода, давления в емкости. Измеряются давление
и температура в емкости. При предельных значениях давления
и уровня нефти включается сигнализация, затем установка от-
ключается.
ДАО ЦКБН выпускает аналогичные установки типа УПСВ,
тщ&ическйе хар^^еристики которых представлены ниже [53]:
Производительность, м3/ч:
по нефтеводяной смеси................ 20-5-560
по газу............................6 190-5-10 9200
Давление расчетное, МПа, не более.............6,3
Температура рабочей среды, °C...............0—100
Массовая концентрация нефти в воде
на выходе, г/м3, не более.....................1 000
Массовая концентрация воды в нефти
на выходе, г/м3, не более................... 86 000
Обрабатываемая среда...........Нефть, попутный газ,
пластовая вода
Габаритные размеры, мм:
диаметр............................ 2 000—3 400
длина.............................. 10 000—23 500
Масса, т.................................6,6—57,6
При добыче, подготовке, транспортировке и хранении газа
широко используют различного рода и назначения сепараторы —
оборудование для разделения газовых, жидкостных и твердых
фаз.
В одних случаях сепараторы применяют для грубого раз-
деления жидкости и газа, например, при сепарации нефти от
нефтяного газа или сжатого воздуха от компрессорного мас-
ла. При этом сепараторы называют трапами или гравитаци-
онными сепараторами. Разделение жидкости и газа в трапах
происходит в основном в результате действия гравитацион-
ных сил. Иногда в конструкцию трапов включают отбойные
козырьки и коагулирующие устройства. При этом эффектив-
ность трапов несколько возрастает, так как к гравитацион-
436
ным силам, действующим на сепарируемые частицы, добав-
ляются инерционные силы. Тем не менее, эффективность
сепарации в трапах редко превышает 80—85%. При необхо-
димости обеспечения более высокой эффективности сепара-
ции газа от жидкости (до 90—99%), предотвращения нежела-
тельных явлений уноса реагентов, абсорбента, промывочной
жидкости из технологических установок используют газожид-
костные сепараторы. Процесс осаждения капель жидкости
из газового потока в газожидкостных сепараторах осуществ-
ляется в результате действия на сепарируемые капли центро-
бежных и инерционных сил в сочетании с гравитационны-
ми. Отличие газожидкостных сепараторов от трапов заклю-
чается в следующем: в газожидкостных сепараторах обраба-
тывается газожидкостная система с высоким газосодержани-
ем или газовым фактором, а в трапах — газожидкостная сис-
тема с малым газосодержанием или газовым фактором. Сле-
дующую группу сепараторов можно классифицировать как
пылеуловители или скрубберы, подразделив их на «мокрые» и
«сухие». Особую группу сепараторов можно выделить для раз-
деления систем «газ — жидкость». Это так называемые трех-
фазные сепараторы или разделители жидкости. Наконец, к
классу сепараторов могут быть отнесены технологические ем-
кости, используемые для хранения, слива, налива и смешива-
ния различных жидкостей и реагентов в установках подготовки
газа [52].
Газосепараторы должны изготавливаться по техническим
условиям и в соответствии с требованиями отраслевых стан-
дартов, по технической документации, утвержденной в уста-
новленном порядке. На газосепараторы распространяются «Пра-
вила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работаю-
щих под давлением».
Газосепараторы центробежные регулируемые предназначе-
ны для предварительной очистки газа от жидкости в промыс-
ловых установках подготовки газа, а также в качестве замерно-
го сепаратора в установках замера газа и жидкости. Выпускают
газосепараторы на рабочее давление от 6,4 до 16 МПа. Газосе-
параторы обеспечивают степень очистки газа от жидкости не
менее 98% при начальном предельном содержании жидкости,
поступающей с газом в аппарат, до 200 м3/м3.
437
Газосепараторы можно эксплуатировать в районах с жарким
умеренным и холодным климатом (по ГОСТ 16350—80) при
температуре рабочей среды от -30 до +100 °C.
Предусмотрены два типа газосепараторов центробежных ре-
гулируемых:
тип I (рис. 8.13, а) с цилиндрическим сборником жидкости на
рабочее давление от 6,4 до 10 МПа и производительностью по газу
от 0,15 до 1 млн M3/gjgp.; тип II (рис. 8.13, б) с шаровым сборни-
кофжидкости нй^бочее давление от 6,4 до 16 МПа и произво-
дительности по га^у от 1 до 5 млн м3/сут.
В конструкции газосепараторов предусмотрено размещение
подогревателя во внутренней полости сборников жидкости.
Производительность газосепараторов по газу в зависимости
от рабочего давления для обеспечения паспортной степени
очистки газа от жидкости регулируется специальным устрой-
ством, состоящим из подвижного и неподвижного конусов за-
вихрителя. Подвижный конус завихрителя перемещается вра-
щением штурвала. Средний срок службы сепаратора — 10 лет.
Наработка на отказ — 11 000 ч. Ресурс до капитального ремон-
та — 60 000 ч. Коэффициент технического использования — 0,97.
Производительность по газу газосепараторов центробежных
регулируемых в зависимости от рабочих условий сепарации
газожидкостного потока может быть установлена по графи-
кам, опубликованным ЦКБН [53].
Газожидкостная смесь в центробежном газосепараторе регу-
лируемом разделяется благодаря закрутке потока в вертикаль-
ном цилиндрическом патрубке. Закрутка потока обеспечивает-
ся использованием в конструкции сепаратора специального
завихрителя. При прохождении газожидкостного потока через
завихритель жидкость под действием инерционных и центро-
бежных сил отбрасывается на стенку вертикального цилиндри-
ческого патрубка и стекает вниз по его стенке в сборник, отку-
да непрерывно или периодически дренируется. Отсепарирован-
ный газ отводится из вертикального цилиндрического патруб-
ка через осевой патрубок, в конструкции которого предусмот-
рена розетка, обеспечивающая стабилизацию потока для пре-
дотвращения излишних потерь давления потока.
Центробежные сепараторы выпускаются с внутренним диа-
метром от 179 до 550 мм на рабочее давление 6,4—10 МПа и
438
Рис. 8.13. Газосепараторы центробежные регулируемые типов 1(a) и II (б):
1 — корпус сепарирующего устройства; 2 — сборник жидкости; 3 — завихритель; 4 — выпрями-
тель потока; 5 — подогреватель; 6 — регулирующее устройство
имеют массу от 1,6 до Ют. Максимальная производительность
центробежных сепараторов зависит от внутреннего диаметра и
рабочего давления и меняется от 0,4 до 5,7 млн м3/сут.
Газосепараторы жалюзийные, изготовленные в соответствии
с ОСТ 26-02-2059-79, предназначены для тонкой очистки газа
от жидкости в промысловых установках подготовки газа, а так-
же в технологических процессах нефтяной, газовой и газо-пе-
рерабатывающей отраслях промышленности, где необходимо
добиться миннйГЙдьного уноса жидкости с газовым потоком.
В&пускают гаЗбёепараторы на рабочее давление от 6,4 до 10 МПа
Рис. 8.14. Сепаратор жалюзийный:
I — днище; 2 — корпус; 3 — насадка; 4 — лист защитный; 5 — подогрева-
тель; 6 — опоры
440
иаметром 800, 1000, 1200, 1600 мм, производительностью по
газу от 0,7 до 7,5 млн м3/сут. Масса сепараторов колеблется от
2 2 до 17,5 т. Газосепараторы обеспечивают степень очистки
газа от жидкости не менее 99% при предельном содержании жид-
кости в газовом потоке, поступающем в сепаратор, до 200 м/м3.
Газосепараторы могут эксплуатироваться в районах с жарким,
умеренным и холодным климатом, при температуре рабочей
среды от -30 до +100 °C. Потери давления рабочей среды в
газосепараторе не превышают 0,025 МПа, в том числе на жа-
люзийной насадке — не более 0,005 МПа (рис. 8.14).
В конструкции газосепаратора жалюзийного предусмотрено
размещение подогревателя в нижней части корпуса, являющейся
сборником жидкости. Средний срок службы газосепаратора —
10 лет.
Производительность по газу жалюзийных газосепараторов в
зависимости от рабочих условий сепарации газожидкостного
потока может быть установлена по графикам (рис. 8.15).
Рис. 8.15. Зависимость производительности газосепаратора
жалюзийного Q по газу от рабочего давления р
Газожидкостная смесь в газосепараторе жалюзийном разде-
ляется на два потока — газ и жидкость благодаря воздействию
гравитационных и инерционных сил на капли жидкости. Ос-
новная масса жидкости сепарируется из газового потока в сред-
ней части корпуса сепаратора и осаждается вниз в сборник
жидкости. Туманообразная масса жидкости (тонкодисперсные
капли) сепарируется из газового потока в пакетах вертикаль-
ных жалюзийных скрубберных насадок, размещаемых в верх-
441
ней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жид-
кость дренируется под уровень жидкости в сборнике. Из сбор-
ника жидкость непрерывно или периодически сбрасывается в
дренаж или в жидкостную технологическую линию.
Газосепараторы сетчатые, изготовленные по ОСТ 26-02-2058-79,
предназначены для тонкой очистки газа от жидкости в про-
мысловых установках подготовки газа, а также в технологичес-
ких процессах газо- ^нефтеперерабатывающих заводов в каче-
стве4ап паратов промежуточной и окончательной ступеней очи-
стки"'газа. Выпускают газосепараторы на рабочее давление от
0,6 до 8 МПа. Газосепараторы обеспечивают степень очист-
ки газа от жидкости не менее 99% при предельном содержа-
нии жидкости, поступающей в аппарат с газовым потоком,
до 200 м3/м3. Газосепараторы сетчатые могут эксплуатировать-
ся в районах с жарким, умеренным и холодным климатом при
температуре рабочей среды от -30 до +100 °C. Потери давления
потока рабочей среды в газосепараторе до 0,05 МПа, в том
числе на сетчатом отбойнике до 0,02 МПа.
Предусмотрены три типа газосепараторов сетчатых: тип I —
(рис. 8.16) — цилиндрические вертикальные с корпусным флан-
цевым разъемом диаметром 600, 800 мм на рабочее давление
от 0,6 до 8 МПа и производительностью по газу от 0,08 до
0,8 млн м3/сут; тип II — цилиндрические вертикальные диа-
метром 1200, 1600 мм на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа и
производительностью по газу от 0,8 до 2 млн м3/сут; тип III -
шаровые с цилиндрическим сборником жидкости диаметров
сферы 2200, 2600 мм на рабочее давление от 1 до 8 МПа г
производительностью по газу от 2 до 5 млн м3/сут. Масса сепа
раторов — от 0,7 до 13 т.
В конструкции сепараторов предусмотрено размещение по*
догревателя в нижней части корпуса — сборнике жидкости,
Средний срок службы — 10 лет. Наработка на отказ — 11 000 ч
Ресурс до капитального ремонта — 60 000 ч. Коэффициент тех-
нического использования — 0,98.
Производительность по газу газосепараторов сетчатых в за-’
висимости от рабочих условий сепарации газожидкостного по-
тока может быть установлена по расчетным графикам [54].
Газожидкостная смесь в сетчатом газосепараторе разделяет-
ся на газ и жидкость благодаря воздействию гравитационных в
442
Рис. 8.16. Газосепаратор сетчатый типа I
1 — корпус; 2 — днище; 3 — насадка; 4 — коагулятор; 5 — подогреватель;
6 — опора; 7 — лист защитный
443
инерционных сил на капли жидкости. Основная масса жидко-
сти сепарируется из газового потока в средней части корпуса и
осаждается вниз в сборник жидкости. Тонкодисперсные капли
коагулируются в сетчатом каплеотбойнике, размещенном в сред-
ней части корпуса, и частично стекают вниз в сборник жидко-
сти. Окончательная очистка газа от жидкости осуществляется в
сетчатой скрубберной секции, размещаемой в верхней части
корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жидкость дрени-
руемся подурове+гИкидкости в сборнике. Из сборника жидкость
непрерывно или периодически сбрасывается.
В системах сбора и подготовки продукции скважин широко
используются реагенты для деэмульсации, обессоливания, борь-
бы с коррозией оборудования и для снижения вязкости транс-
портируемых жидкостей. Реагенты подаются обычно в растворе
малыми порциями. Малые подачи обусловили применение объем-
ных регулируемых одноплунжерных насосов. Разработано не-
сколько дозировочных установок. Рассмотрим некоторые из них.
Установка НДУ-50/150 разработана в АО «Татнефть». Она
состоит из насоса, редуктора, электродвигателя, емкости для
реагента. Число ходов плунжера в минуту 50 и 150, соответ-
ственно подача насоса 0,006—0,12 и 0,03—2,16 л/ч. Давление
нагнетания до 12,5 МПа. Объем емкости для реагента 0,215 м3.
Плунжер насоса в одну сторону продвигается пружиной, а в
другую — эксцентриком, который вращается от редуктора, вал
редуктора приводится во вращение электродвигателем. Частота
ходов плунжера регулируется сменой кулачков. При кулачке с
одним выступом плунжер делает 50 ходов в минуту, при кулач-
ке с тремя выступами — 150.
Дозировочные установки с большей вместимостью резерву-
ара и со стандартными дозировочными насосами разработаны
в ТатНИИнефтемаше. Это установки БР-2,5, БР-10, БР-25.
Установка БР-2,5 состоит из установленной на сани теплоизо-
лированной будки, в которой размещены емкость, плунжер-
ный дозировочный насос НД-0,5Р2,5/400, шестеренный насос
Р3-4,5а, электронагреватель, вентилятор, арматура и конт-
рольно-измерительная аппаратура.
Дозировочный насос НД-0,5Р2,5/400 имеет подачу до 2,5 л/ч
при давлении до 10 МПа. Подача насоса регулируется меха-
низмом, смонтированным на редукторе насоса. Шестеренный
444
насос служит для загрузки емкости реагентом. Емкость имеет
объем 0,9 м3. В ней установлен электронагреватель мощностью
3 75 кВт. Нагреватель позволяет поддерживать температуру ре-
агента 60 °C.
Также разработан блок реагентного хозяйства для климати-
ческих условий Западной Сибири. Блок рассчитан на обслужи-
вание группы скважин. Блок размещен на санях в теплоизоли-
рованной будке. Будка разделена на два отсека. В одном уста-
новлена пусковая и контрольная аппаратура, а в другом — до-
зировочные насосы, нагревательное устройство и две бочки с
реагентом.
Дозировочные насосы типа НД-10/100 имеют подачу до
10 л/ч при давлении до 10 МПа. Реагент подается из бочек
вместимостью по 200 л. Пока одна бочка разгружается дозиро-
вочным насосом, другая, вновь загруженная в блок, успевает
прогреться. Бочки обогреваются паром, циркулирующим по тру-
бам. Пар получают, нагревая воду. Мощность нагревателя око-
ло 3,75 кВт.
За последние годы объем парафинистых и высоковязких
нефтей в общей добыче нефти возрастает, что связано с широ-
ким вводом в разработку месторождений Республики Коми и в
других нефтяных районах.
С понижением температуры нефти растворенный в ней па-
рафин начинает кристаллизоваться. При этом резко возрастает
вязкость нефти, особенно после кратковременного прекраще-
ния перекачки. Поэтому возникает необходимость при пере-
качке таких нефтей увеличивать мощность насосных станций,
строить специальные установки для подогрева нефти, увеличи-
вать диаметр трубопроводов, добавлять к нефти различные при-
садки, разбавлять ее нефтепродуктами и т.д.
При транспорте газированной нефти уменьшаются возмож-
ности образования и отложения парафина.
Практика эксплуатации показывает, что при совместном
сборе нефти и газа одним из основных направлений борьбы с
парафином являются снижение до минимума потерь тепла и
поддержание оптимальной температуры при добыче и транс-
порте продукции скважин. На это влияют глубина заложения
трубопровода, его теплоизоляция, режим перекачки и подо-
грев продукции.
445
Рассмотрим элементы путевого подогрева продукции сква-
жин. В выкидных линиях продукция подогревается устьевыми
(типа ПП) и трубопроводными типа ПТ подогревателями.
Блочная газовая печь УН-0,2 и подогреватель нефти ПТТ-0 2
работают на газе. Пропускная способность подогревателя п0
жидкости при ее нагреве до 70 °C составляет 100 т/сут, рабочее
давление — до 1,6 МПа, расход газа — 25 м3/ч.
Пропускная способность путевых подогревателей ПП-0 4
П1^-0,63 и ПП-1 6 по-жидкости при ее нагреве на 25 °C состав-
ляет соответственно 750, 1150 и 2350 т/сут при расходе газа
соответственно 45, 75 и 180 м3/ч.
Пропускная способность трубопроводного подогревателя
ПТ-160/100 по жидкости при ее нагреве до 70 °C составляет
500 м3/сут, расход газа — 300 м3/ч.
Различными фирмами постоянно ведутся работы по совер-
шенствованию конструкций вертикально-цилиндрических пе-
чей, которые могут использоваться в качестве путевых подо-
гревателей. Проводятся работы по внедрению пружинообраз-
ных трубных змеевиков нагрева, обеспечивающих самослив
жидкого продукта.
Вертикально-цилиндрические трубчатые печи (разработка
ДАО ЦК.БН, г. Подольск) предназначены для нагрева различ-
ных продуктов (природного газа, дизельного топлива, углеводо-
родного конденсата, нефти, мазута, азота и др.) в газовой, не-
фтяной, нефтехимической и других отраслях промышленности.
Они могут быть спроектированы и поставлены для эксплуа-
тации в районы с умеренным и холодным климатом, устанав-
ливаются на открытой площадке или в помещении.
В радиантно-конвективных печах камера конвекции распо-
ложена над камерой радиации. Змеевик в камере конвекции
выполнен горизонтальным с наружным оребрением. Змеевик
может быть выполнен без оребрения (например, в случае при-
менения жидкого топлива в горелке). Радиантный змеевик —
подвесной, в виде настенного экрана. Трубы змеевика прикреп-
лены сверху на кронштейнах к каркасу. В поду печей установ-
лены одна или несколько симметрично расположенных горе-
лок. В зависимости от вида топлива устанавливают комбини-
рованные горелки типов ГГМ и ГП (разработки ВНИИнефте-
маша).
Большое внимание уделяется горелочным устройствам и
специальным вставкам, обеспечивающим минимальный выб-
рос с дымовыми газами окиси азота и угарного газа. Для удоб-
ства обслуживания горелок цилиндрическая камера радиации
печей установлена на столбчатом фундаменте высотой не ме-
нее 2 м, радиантные змеевики собраны из вертикальных труб
на приварных опорах.
Материальное исполнение продуктового змеевика принима-
ется в зависимости от состава среды, давления и температуры
ее нагрева в каждом конкретном случае. Для обслуживания печей
предусмотрены лестницы и площадки. Для наблюдения за фа-
келом и трубами радиантного змеевика в камере радиации рас-
положены смотровые окна; в верхней части — выхлопные окна.
Для проведения монтажно-ремонтных работ радиантного змее-
вика в переходнике от камеры радиации к конвекции имеются
люки-лазы.
Вертикально-цилиндрические трубчатые печи ЦС по срав-
нению с коробчатыми или шатровыми имеют следующие пре-
имущества:
— цилиндрическая форма корпуса (каркаса) позволяет сде-
лать более компактным топочный объем печи;
— дает возможность почти по всей поверхности, ограничи-
вающей радиационную камеру, разместить продуктовый змее-
вик нагрева;
— в связи с тем, что трубы радиантного змеевика имеют
практически одинаковые условия для нагрева, улучшается ре-
гулирование температуры нагрева и создается возможность для
более эффективного нагрева стенок труб.
Разработаны пять типов конструкции печей:
/ — печь с 1-поточным радиантным змеевиком;
2 — печь с 1-конвективным и радиантным змеевиками;
3 — печь с 2-поточным конвективным и 1-поточным
радиантным змеевиками;
4 — печь с 2-поточным конвективным и 2-поточным
радиантным змеевиками;
5 — печь с 4-поточным конвективным и 2-поточным
радиантным змеевиками.
Технические характеристики нескольких типов печей при-
ведены в табл. 8.6.
447
Технические характеристики печей
Таблица 8.6
Показатели Тип печей
Тепловая мощность, Вт (0,47+0,9)х106 (1,163+18) х106
Поверхность нафева радиантных труб, м2 От 16 до 31 От 16 до 350
Число потоков 1 1
Диаметр радиантных труб, мм 57-108 57-219
Высота радиантных труб, м 3-4 4-15
Внутренний диаметр печи, мм 1800-2800 2100-5500
Масса, т 16,5-35,4 18,8-184
Высота общая, м 26-30,4 21-39,1
8.4. СИСТЕМА ОБРАБОТКИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ПЛАСТОВЫХ И СТОЧНЫХ ВОД
Сточные воды содержат большое количество органических
загрязнений: нефти, нефтепродуктов и конденсата. В промсто-
ках нефте- и газопромыслов могут наблюдаться также повы-
шенные концентрации растворенных солей. Повышению кон-
центрации солей в водах из газовых скважин способствует за-
качка в них высококонцентрированных растворов хлористого
кальция против гидратообразования. Стоки нефте- и газопро-
мыслов содержат, кроме того, такие высокотоксичные веще-
ства, как дисольван, диэтиленгликоль и метанол.
Сброс промстоков без соответствующей очистки в водоемы
приводит к загрязнению почвы, поверхностных и подземных
вод. Это ведет к ограничению запасов чистой пресной воды и
нарушению экологического равновесия всего природного ком-
плекса.
Загрязнение природной среды является особенно пагубным
для районов Севера, где низкие температуры воздуха и боль-
448
той снежный покров тормозят процессы испарения и окисле-
ния При этом разложение нефти, нефтепродуктов и конденса-
та содержащихся в сбрасываемых стоках, происходит медлен-
но’ и зоны загрязнения распространяются на большие площади.
При закачке стоков в подземные горизонты следует предуп-
редить закупорку пор пласта мехпримесями и нефтепродукта-
ми а также предусмотреть необходимость освобождения воды
от токсичных загрязняющих веществ. Согласно технологичес-
ким нормам, в сточных водах, используемых для заводнения
нефтяных пластов (с гранулярными коллекторами), содержа-
ние нефти, взвешенных веществ и окислов железа не должно
превышать соответственно 1,0; 1,2 и 0,3—0,5 мг/л.
Установленными нормами концентрации мехпримесей, неф-
тепродуктов (в том числе конденсата) и закисного железа в зака-
чиваемых стоках ограничиваются 10—30, 10—250 и 3 мг/л. Зна-
чение pH для сточных вод устанавливается в пределах 6,5—8.
В случае закачки их в поглощающие горизонты подготовка воды
проводится на сооружениях механической очистки: нефтело-
вушках-отстойниках, коагуляторах, флотаторах, фильтрах.
Отстойник ОПФ-ЗООО (рис. 8.17) представляет собой стан-
дартную цилиндрическую горизонтальную емкость 7, внутри
которой расположены шестнадцать фильтров-патронов 4, объе-
диненных в четыре блока фильтров-патронов 5, четыре отра-
жательных опорных лотка 7, сборник чистой воды 8, входная
труба 6 и лестница 9. Емкость имеет люк-лаз 2 и оборудована
поворотным устройством 3 для монтажа люка-лаза.
Емкость устанавливается на фундаментные плиты с помо-
щью двух седловидных опор.
Принцип работы отстойника следующий. Сточная вода уста-
новок подготовки нефти, пройдя грубую очистку, поступает че-
рез распределитель-гребенку и входную трубу в полость фильт-
ров, затем под напором, фильтруется через пенополиуретан в
полость отстойника. При фильтрации эмульсии через ППУ про-
исходит укрупнение частиц эмульгированной тонкодисперсной
нефти до пленочной, которая потоком жидкости открывается от
поверхности фильтра и всплывает в верхнюю часть отстойника.
Очищенная сточная вода постоянно выводится через сбор-
ник чистой воды и подается в систему поддержания пластового
Давления (ППД).
449
29 Ив
Рис. 8.17. Отстойник типа ОФП-ЗООО
S9ff£
Всплывшая нефть постоянно или периодически выводится
из отстойника через штуцер в емкость уловленной нефти. Вы-
падающая на дно твердая примесь периодически или постоян-
но выводится жидкостью в илонакопитель. Отстойник может
работать в двух режимах: автоматизированном и неавтоматизи-
рованном.
В табл. 8.7 приведены данные по люкам, штуцерам и муф-
там.
Таблица 8.7
Технологические люки отстойников типа ОПФ-ЗООО
Обозна- чение Наименование Число Проход условный, Ду, мм Давление условное
МПа атм
А 1... Ввод сточной воды 4 100 1,6 16
Б 1 Вывод очищенной воды 1 250 1,0 10
В 1,2 Вывод уловленной нефти 2 100 1,6 16
Г 1,2 Вывод газа 2 100 1,6 16
Д 1,2 Дренаж 2 100 1,6 16
Е 1 Люк-лаз 1 500 1,0 10
Ж 1,2 Для КИ П и А 2 25 1,0 10
3 1...4 Люк монтажный 4 500 1,0 10
И 1,2 Для манометра 2 10 1,0 10
К Для предохрани- тельного клапана 1 100 1,6 16
п Для пропарки, опрессовки 1 50 1,0 10
Основные технические показатели отстойников даны ниже.
451
Технические характеристики
Тип отстойника С патронными Мультигидроцик_
фильтрами лон НУР-5000
ОПФ-ЗООО
Производительность, м3/сут, не более.... 3000.......3000—5000
Рабочее давление, МПа (кгс/см2).......0,6 (6)............0,2—0 6
Офьем отстойншс^!***/.....................125............. Ю0
ЧйГло фильтров^й^г. .......................16..................
Скорость фильтрации, м/ч, не более.........10................
Площадь фильтрации одного фильтра, м2......1..................
Содержание примесей в воде, поступающей
на очистку, мг/л, не более:
эмульгированной нефти.....................200...........3000
твердых частиц.........................100............ 150
Содержание примесей в очищенной воде, мг/л, не более:
эмульгированной нефти......................20.............50
твердых частиц..........................10.......... 15—20
Содержание сероводорода в сточной
воде, мг/м3, не более......................10...............—
Разность плотностей воды и нефти,
кг/м3, не менее...........................150...............—
Температура рабочей среды, °C...............—.......... 10—70
Содержание воды в обезвоженной
нефти, %, не более..........................—..............20
Габариты, мм.............. 19000x3000x3865... 14900x3000x3980
Масса, кг.............................. 22000...........23600
Средний ресурс до капитального
ремонта, год, не менее......................—...............5
Средняя наработка на отказ, год, не менее ..—...............1
Средний срок службы, год, не менее..........—.............. Ю
Очищенная вода собирается в резервуары, откуда отбирает-
ся насосами и передается в систему поддержания пластового
давления. Шлам, состоящий из отстоя, продуктов коагуляции
и флотации с небольшим количеством попутной воды собира-
ется в канализационную систему, откуда на автоцистернах вы-
452
возится для дальнейшей переработки (например — полное осу-
шение и брикетирование) или для захоронения.
Система захоронения промстоков(не шлама) состоит в том,
чТ0 очищенные сточные воды с промысла и других объектов
после подготовки подаются по водоводам в нагнетательные
скважины для закачки в пласт. При этом в одну скважину мо-
гут быть закачаны промстоки с нескольких объектов. В каче-
стве нагнетательных могут быть использованы уже пробурен-
ные на месторождениях разведочные скважины.
Закачка сточных вод применяется на некоторых нефтяных и
газовых месторождениях (Усть-Балыкское, Западно-Сургутское,
уренгойское и др.), где избыточное количество сточных вод
сбрасывается в апт-сеноманские или сеноманские поглощаю-
щие горизонты.
При утилизации сточных вод в качестве нагнетательных сква-
жин предусматривается использовать уже пробуренные на мес-
торождении разведочные скважины, так как затраты на их ре-
конструкцию намного ниже, чем на бурение новых скважин.
При выборе таких разведочных скважин необходимо учиты-
вать их техническое состояние, значение вскрытой мощности
поглощающего горизонта, а также расстояние скважин от пред-
приятий — источников промстоков. Если поглощающий гори-
зонт в глубоких скважинах перекрыт двумя обсадными колон-
нами, предлагается использовать для его вскрытия гидропес-
коструйную перфорацию или перфоратор ПСК-105. С целью
обеспечения высокой приемистости пласта и сохранения об-
садных колонн и цементных колец плотность перфорации со-
ставляет 20 отверстий на 1 м.
8.5. НАСОСНЫЕ И КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ
СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ
ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
Дожимные насосные станции предназначены для осуществ-
ления первой ступени сепарации нефти из газа в целях даль-
нейшего раздельного транспорта нефти центробежными насо-
сами, а газа — под давлением сепарации.
Дожимные насосные станции выпускаются в блочном ис-
полнении двух типов.
453
К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных уста-
новок с насосной откачкой — блочная насосная (БН). Разра-
ботано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-0,9 до БН-2000-2 6
Шифр блока: БН — блочная насосная; первое число — подача
насоса по жидкости в м3/сут; второе — давление нагнетания в
МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции
различных подач и напора. Станция состоит из технологичес-
кого, шитового,. к,анализационного блоков и свечи аварийного
сброса га'за. Технологический блок включает технологическую
емкость и гидрбйиклоны, один из которых резервный.
Ко второму типу относятся ДНС-5000, ДНС-7000, ДНС-14000,
ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов
в м3/сут. Давление нагнетания насосов 1,9—2,8 МПа. Техно-
логическая единица состоит из блока буферной емкости (где
осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ или
5МС-10х4(5МС-10х5, 5МС-10х7). В указанных ДНС имеются
соответственно две, три, четыре технологические единицы,
причем в каждой станции одна технологическая единица ре-
зервная. Помимо этого, ДНС включает блоки сбора и откачки
утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также
распределительное устройство и свечу (факельное хозяйство)
аварийного сброса газа. Схема дожимной насосной станции
представлена на рис. 8.18.
В последнее время на многих промыслах начато внедрение
дожимных насосных станций с так называемыми «мультифаз-
ными» насосами. В качестве таких насосов применяют двух-
винтовые насосы, которые могут работать на газожидкостной
смеси с содержанием свободного газа на приеме насоса до 50 %.
Применение такой технологической схемы позволяет значи-
тельно упростить схему ДНС, убрав из состава оборудования
сепараторы, компрессорные установки, газопроводы и факель-
ное хозяйство. Применение мультифазных насосов позволяет:
— увеличить отбор газожидкостной эмульсии из добываю-
щих скважин за счет снижения давления в промысловой систе-
ме сбора;
— отказаться от строительства новых ДНС;
— обеспечить ликвидацию газовых факелов путем транспор-
тировки газа вместе с жидкостью до УКПН с объектов, необу-
строенных системой газосбора.
454
Рис. 8.18. Технологическая схема типовой дожимной насосной станции
1 — сепаратор типа НГС; 2 — отстойник; 3 — емкость технологическая; 4 — емкость буферная; 5 — насос;
6 — газосепаратор вертикальный; 7 — дренажная емкость с насосом; 8 — емкость для сбора утечек с
насосом; 9 — площадка расходомеров; 10— конденсатосборник; II — факел; 12 — вытяжная свеча; 13 —
узел учета газа; 14 — блок реагента
Двухвинтовые насосы не имеют силового зацепления вин-
тов, зазор между винтами составляет 0,2—0,5 мм, что позволя-
ет машине работать с сильногазированной и загрязненной жид-
костью. Синхронизация вращения винтов обеспечивается си
ловой зубчатой передачей, которая вынесена за пределы гид
равлической части насоса (рис. 8.19).
Рис. 8.19. Конструктивная схема мультифазного двухвинтового насоса
1 — корпус; 2 — ведомый винт; 3 — ведущий винт; 4 — торцовые или
лабиринтные уплотнения; 5 — шестерни синхронизации вращения вин-
тов, 6 — ведущий вал; линии А и В — соответственно впадины и высту-
пы(гребни) ведомого и ведущего винта
В настоящее время на нефтяных промыслах России приме-
няется несколько типов мультифазных насосных установок,
которые рассмотрены ниже.
Отечественные мультифазные насосы АЗ 2ВВ 63/25-50/25
и А5 2ВВ 63/25-50/25 (с укороченными винтами) прошли про-
мысловые испытания и применяются на нефтяных промыс-
лах ОАО «Татнефть».
Мультифазный насос типа АЗ 2ВВ 63/25 обеспечивает пере-
качку водонефтяных эмульсий с содержанием газа до 90%. Со-
держание сероводорода в газе — до 2%, максимальное содер-
жание механических частиц — 0,02%, температура перекачива-
емой среды — от 5 до 80°С.
Подача ГЖС, м’/ч...................................63-100
Давление насоса, МПа.................................до 2,0
Максимальное давление на приеме, МПа.................до 2,5
Мощность электродвигателя, кВт........................НО
Частота вращения, об/мин............................ 1490
Тип электродвигателя.........АНМ 112 М4 У2,5 (ВА 132 5492)
Насос выполнен на базе двухвинтового насоса и оборудован
сменными винтами, сменной обоймой из антифрикционного
чугуна, торцевыми уплотнениями. Срок службы насоса до ка-
питального ремонта при непрерывной (24 час/сут) работе —
1,5 года.
На рис. 8.20 [55] приведены осредненные характеристики
насоса АЗ 2ВВ 65/25 (зависимости подачи газожидкостной смеси
от давления нагнетания) при различном содержании свободно-
го газа на приеме насоса.
Давление нагнетания, кг/см
Рис. 8.20. Характеристика насоса АЗ 2ВВ 65/25
457
Насосы типа MBH (многофазный винтовой насос) предназ-
начены для перекачки газожидкостных и многофазных смесей
Транспортировка происходит по схеме: группа скважин — на-
сос — установка подготовки нефти, что значительно упрощает
схему сбора, уменьшает затраты на обустройство месторожде-
ний на первичном этапе, а также делает возможным утилиза-
цию газа (особенно^елких месторождений) на центральном
пункте сбора нефтй и газа.
кТногомодулЦЙаЯ многофазная насосная станция (ММНС)
на базе насосов МВН имеет два отсека: отсек фильтров — для
приема и распределения многофазной смеси по насосным от-
секам; насосный отсек — содержит от 2 до 5 насосных модулей
в зависимости от требуемой производительности станции. Все
модули — однотипные и состоят из многофазного винтового
насоса, электропривода, станции смазки и охлаждения, а так-
же элементов общих систем. Один из модулей комплектуется
системой регулирования подачи.
Подача МВН, м3/ч 60 150 300 500
Перепад давлений (МПа) 2 2 3 3
Максимальное содержание газа (%) 95 95 97 98
Насосы типа МВН выпускаются НПК «Турбонасос», г. Во-
ронеж.
Из зарубежных конструкций наибольшее распространение
на нефтяных промыслах отечественных нефтяных компаний
получили многофазные двухвинтовые насосы фирмы «Бор-
неманн». Технические характеристики многофазного насоса
MW 7.3 ZK-33 фирмы «Борнеманн» представлена в табл. 8.8.
Подшипники на ведущем конце вала смазываются консис-
тентной смазкой каждые 800 часов работы через ниппеля для
смазки.
Подшипники и шестерни на ведомом конце вала смазыва-
ются маслом, масло в коробке шестеренок меняется через 2000
часов работы.
458
Таблица 8.8
Технические данные насоса MW 7.3 ZK-33
Марка насоса MW 7.3 ZK-33
Производительность насоса, м3/час 20-62,5
Давление на приеме насоса, МПа минимальное максимальное 0-0,3 1
Перепад давления, МПа, максимальный 2,5
Температура перекачиваемой среды, °C, не более 80
Температура нагрева подшипников, °C, не более 120
Число оборотов электродвигателя, об/мин минимальное максимальное 500 1490
Нагрузка электродвигателя, А рабочая максимальная 60-70 100
Содержание газа, % до 100
В блоке управления многофазными насосами фирмы «Бор-
неманн» установлен контроллер с монитором для регистрации
параметров насосного агрегата (давление на приеме, числа обо-
ротов электродвигателя, нагрузки и мощности, загрузки элект-
родвигателя в %). В контроллере предусмотрены различные виды
защит, некоторые из которых представлены в табл. 8.9.
Таблица 8.9
Защита многофазных насосов
фирмы «Борнеманн» [55]
Показатель Минимальное значение Максимальное значение
Давление на приеме насоса, атм. 0 10
Давление на выкиде насоса, атм. — 28
Перегрев подшипников, °C — 120
Температура перекачиваемой среды, °C — 80
459
Блочная нефтяная насосная станция предназначена для пе-
рекачки нефти или водонефтяной смеси или для нагнетания
товарной нефти. Блочная нефтяная насосная станция построе-
на так же, как и блочная кустовая насосная станция в системе
поддержания пластового давления. Насосные блоки станции
несут подпорные насосы с приводом и основные насосы с при-
водом.
Подпорными наксдйши служат насосы 8НДв подачей 500 м3/ч
и нацором 67 м. ^да приводятся в действие электродвигателя
ми во взрывобезопасном исполнении мощностью 160 кВт. Ос
новной насос НК-560/335-300 имеет подачу 335 м3/ч при напо
ре 300 м.
Блочная нефтяная насосная станция для товарной нефт]
имеет блок с замерной установкой типа «Рубин». Одна из блоч
ных нефтяных насосных станций БННС-10000-30 состоит и.
девяти блоков: три блока с основными насосами, два с под
порными, два с распределительными устройствами на 6 кВт
один блок трансформаторов и один блок управления и трубо-
проводной обвязки. Каждый блок имеет металлическую рам^
в виде саней, на которых установлено оборудование. На са и,
опирается и утепленное укрытие. В насосных блоках устанс з
лены консольные краны для обслуживания и мелкого ремонт:
БННС-10000-30 может работать при наружной температур
от + 40 до -50 °C.
Блочная станция для товарной нефти рассчитана на плотностг
перекачиваемой среды 600—900 кг/м3, вязкость до 1,5 см2/с,
обводненность до 1% с механическими примесями до 0,2% и
температуру жидкости от 5 до 60 °C.
Для перекачки попутного (нефтяного) газа на нефтепромыс-
лах после сепараторов применяются двухвинтовые компрессо-
ры (рис. 8.21).
Компрессорные установки, изготавливаемые на базе вин-1
товых газовых компрессоров с подачей 10...50 м3/мин по ус-
ловиям всасывания применяются в нефтяной промышленно-
сти для сбора и внутрипромыслового транспорта нефтяного
газа после концевых ступеней сепарации, включая «горячую»
вакуумную сепарацию газа и затрубного газа из насосных сква-
жин. По назначению эти компрессоры подразделяют на две
группы:
460
Рис. 8.21. Компрессорная установка 7ВКГ-50/7:
а — общий вид: I — электродвигатель; 2 — местный щит контроля и
управления; 3 — компрессор; 4 — блок маслоохладителя; 5 — рама; 6 —
компенсатор; б — продольный разрез: 1 — камера всасывания; 2 — блок
цилиндров; 3, 8 — ведомый и ведущий роторы; 4 — роликовый подшип-
ник; 5 — корпус камеры нагнетания; 6 — двухрядные шарикоподшипни-
ки; 7— разгрузочный поршень; 9 — торцовое уплотнение
461
компрессоры 5ВКГ-10/6, 7ВКТ-30/7 и 7ВКГ-50/7, предназ-
наченные для сбора нефтяного газа с давлением на приеме
близким к атмосферному, и давлением нагнетания 0,6...0,7 МПа'
компрессор 6ГВ-18/6-17, дожимающий газ с начального давле-
ния 0,6 до 1,7 МПа [56].
Технические характеристики компрессорных установок ти-
пов 5ВКГ, 6ГВ и 7ВКГ приведены в табл. 8.10.
Компрессорная установка 5ВКГ-10/6
Компрессорная установка — автоматизированная, включает
в себя следующие блоки:
— компрессорный агрегат, в который входят: компрессор,
электродвигатель, фильтры масла, маслоотделитель, трубопро-
воды, запорная и регулирующая арматура, вспомогательное обо-
рудование. Все узлы смонтированы на общей раме;
— блок маслоохладителя, состоящий из охладителя, венти-
лятора с электродвигателем и диффузора;
— местный блок автоматики;
— дистанционный блок автоматики.
Компрессорный агрегат и местный блок автоматики могут
работать на открытой площадке, а дистанционный блок авто-
матики — только под навесом.
Корпус компрессора — из серого чугуна, составной, с вер-
тикальными разъемами; состоит из камер всасывания и нагне-
тания и блока цилиндров. В корпусе размещены роторы, под-
шипники и другие узлы.
Роторы (ведущий и ведомый) — стальные, на средней
утолщенной части их нарезаны многозаходные винты (зубья)
специального профиля. Ведущий ротор имеет четыре зуба,
ведомый — шесть зубьев. Каждый ротор опирается на Два
опорных роликоподшипника. Для восприятия осевых уси-
лий на роторах установлены радиально-упорные шарикопод-
шипники.
Уплотнение на выходном конце ведущего ротора — торцо-
вое графитовое.
Система смазки — циркуляционная, под давлением; впрыск
масла осуществляется в полость сжатия компрессора для смаз-
ки и охлаждения винтов и подшипников.
462
Технические характеристики винтовых компрессоров
Таблица 8.10
Показатели Компрессорная установка
5ВКГ-10/6 6ГВ-18/6-17 7ВКГ-30/7 • 7ВКГ-50/7
Подача по условиям всасывания, м3/мин 10 18 30 50
Давления газа на всасывании, МПа 0,08...0,12 0,6 0,08...0,12 0,08—0,12
Давление нагнетания, МПа 0,6 1,7 0,7 0,7
Температура газа на приеме, 'С 25 15-45 5-45 5-45
Температура газомасляной смеси на нагнетании, °C 80-100 100 100 100
Габаритные размеры, мм: длина 250 1200 250 1190
ширина 577 680 802 809
высота 729 635 670 670
Масса, кг 514 965 989 1100
Роторы — ведущий и ведомый: диаметр d, мм 200 250 315 315
длина 1, мм 180 338 284 425
отношение 1/</ 0,9 1,35 0,9 1,35
Мощность, потребляемая компрессором, кВт 64,5 308 179 270
Система автоматики обеспечивает управление установкой
контроль основных параметров и защиту от аварийных режи-
мов работы.
Компрессорные установки 7ВКГ-30/7 и 7ВКГ-50/7
Компрессорные установки — автоматизированные, включа
ют в себя следующие блоки:
f — компрессорный агрегат (рисунок), в который входят: ком
прессор, электродвигатель, фильтры масла грубой и тонкой очи-
стки, трубопроводы, запорная и регулирующая арматура, мест-
ный щит контроля и управления. Все узлы смонтированы на
общей раме;
— блок маслоохладителя в установке 7ВКГ-30/7 состоит и?
одного воздушного холодильника, который включает в себя
охладитель, вентилятор с электродвигателем и диффузор, уста-
новленный на раме. В установке 7ВКГ-50/7 блок холодильни
ка состоит из двух параллельно функционирующих воздушны |
холодильников;
Система автоматики обеспечивает управление установкой
контроль основных параметров и защиту от аварийных режи
мов работы.
Компрессорные установки 7ВКГ-30/7 и 7ВКГ-50/7
Компрессорные установки — автоматизированные, включа-
ют в себя следующие блоки:
— компрессорный агрегат (рисунок), в который входят: ком-
прессор, электродвигатель, фильтры масла грубой и тонкой очи-
стки, трубопроводы, запорная и регулирующая арматура, мест-
ный щит контроля и управления. Все узлы смонтированы на
общей раме;
— блок маслоохладителя в установке 7ВКГ-30/7 состоит из
одного воздушного холодильника, который включает в себя
охладитель, вентилятор с электродвигателем и диффузор, уста-
новленный на раме. В установке 7ВКГ-50/7 блок холодильни-
ка состоит из двух параллельно функционирующих воздушных
холодильников;
— дистанционный щит управления.
464
Корпус компрессора — из серого чугуна, составной, с двумя
отикальными разъемами; состоит из камер всасывания и на-
гнетания, блока цилиндров.
Роторы (ведущий и ведомый) — стальные, с винтовой на-
оезкой зубьев асимметричного профиля. Ведущий ротор имеет
четыре зуба, ведомый — шесть зубьев. Отношение длины рото-
ра к его диаметру в установке 7ВКГ-30/7 равно и,9 и 1,35 — в
установке в 7ВКГ-50/7.
Каждый ротор отирается на два опорных роликоподшипни-
ка. Для восприятия осевых сил на роторах установлены ради-
ально-упорные шарикоподшипники. Уплотнение на выходном
конце ведущего ротора — торцовое графитовое.
Система смазки — циркуляционная, под давлением; впрыск
масла осуществляется в полость сжатия компрессора для смаз-
ки и охлаждения винтов и подшипников.
Система автоматики обеспечивает управление установкой,
контроль основных параметров и защиту от аварийных режи-
мов работы.
Компрессорная установка 6ГВ-18/6-7
Установка предназначена для дожатия нефтяного газа в си-
стеме внутрипромыслового сбора и транспорта, а также в сис-
темах малогабаритных газобензиновых установок.
Установка — автоматизированная, включает в себя следую-
щие блоки:
— компрессорный агрегат, в который входят: компрессор,
электродвигатель, фильтры .масла грубой и тонкой очистки,
трубопроводы, запорная и регулирующая арматура, аппарат воз-
душного охлаждения газа, местный щит контроля и управле-
ния. Все узлы (за исключением местного щита контроля и уп-
равления) смонтированы на общей раме;
— блок маслоохладителя состоит из двух одинаковых парал-
лельно функционирующих воздушных холодильников, каждый из
которых включает в себя охладитель, вентилятор с электродвига-
телем и диффузор. Холодильники установлены на общей раме;
— дистанционный щит управления.
Корпус компрессора — из серого чугуна, составной, с двумя
вертикальными разъемами; состоит из камер всасывания, на-
465
30 Ив
гнетания и блока цилиндров. В корпусе компрессора размеще-
ны роторы, подшипники и другие узлы.
Роторы (ведущий и ведомый) — стальные, с винтовой на-
резкой зубьев асимметричного профиля. Ведущий ротор имеет
четыре зуба, ведомый — шесть. Каждый ротор опирается на
два опорных роликоподшипника. Для восприятия осевых сил
на риторах установлены радиально-упорные шарикоподшип-
ник^ Уплотнение на выходном конце ведущего ротора — тор-
цовое, графитовое/"
Система смазки — циркуляционная, под давлением; впрыск
масла осуществляется в полость сжатия компрессора для смаз-
ки и охлаждения винтов и подшипников.
Система автоматики обеспечивает управление компрессором,
контроль основных параметров и защиту от аварийных режи-
мов работы.
466
РАЗДЕЛ 9.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПЛАСТ
Для увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения
нефте- и газоотдачи продуктивные пласты подвергаются различ-
ным видам воздействия: поддержание пластового давления за
счет закачки воды и газа, внутрипластовое горение, термохими-
ческое и химическое воздействие, волновое, гидроакустическое
воздействие, гидравлический разрыв пласта и т.д. Для выполне-
ния указанных видов воздействия применяется большое коли-
чество различного оборудования. Необходимо отметить, что часть
работ, перечисленных выше (обработка призабойной зоны пла-
ста, гидравлический разрыв пласта и другие) относятся к рабо-
там, выполняемым при проведении подземного ремонта сква-
жин. Именно поэтому и оборудование, предназначенное для
выполнения подобных работ, будет подробно рассмотрено в главе,
посвященной подземному ремонту скважин (ПРС).
9.1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО
ДАВЛЕНИЯ И ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ
Наиболее эффективный метод повышения нефтеотдачи пла-
стов при эксплуатации нефтяных месторождений — поддержа-
ние пластового давления за счет закачки в пласт воды и газа.
При этом создается напорный режим эксплуатации пласта, ко-
торый имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с
Режимами истощения.
467
В большинстве случаев (для отечественных месторождений —
более 80%) используется система поддержания пластового дав.
ления (ПДД) путем закачки воды. При этом наряду с пресными
поверхностными источниками воды широко используют сточ-
ные и пластовые.
Закачка газа, хотя и менее эффективна ввиду уменьшения
коэффициентов охвата и нефтеотдачи, находит свое примене-
ние. Этому cnocoggs’ByiQT значительная газовая шапка, отсут-
ст|це набора црЙтурных вод, наличие в коллекторе большого
содержания набухающих глин. Нагнетание в залежь естествен-
ного газа компенсирует потери газовой энергии за предшеству-
ющий период эксплуатации залежи.
Наиболее целесообразно осуществление сбора всего добыто-
го газа на поверхности, отделение бензиновых фракций и на-
гнетание в залежь сухого газа, который бы там вновь обогащал-
ся продуктами испарения пластовой нефти. Применение есте-
ственного газа в качестве рабочего агента часто вызывает труд-
ности, связанные обычно с его недостаточным количеством на
промыслах. В ряде случаев естественный газ можно заменить
воздухом, который из-за низкой растворимости в нефти оказы-
вает более эффективное выталкивающее действие на нее, чем
сухой газ. Однако использование воздуха может привести к от-
рицательным последствиям:
1. Длительное соприкосновение нефти с воздухом вызывает
окисление нефти, возрастание ее удельного веса и вязкости, а
также приводит к образованию смол в пласте, которые закупо-
ривают отдельные поровые каналы залежи.
2. Смешение воздуха с пластовым газом ведет к уменьшению
еи> калорийности и ухудшению условий переработки газа.
3. Если из-за трудностей переработки газа (при сильном заг-
рязнении его воздухом) газовую продукцию скважин выпускать
в атмосферу, то вместе с воздухом будут теряться ценнейшие
бензиновые фракции.
4. Улавливание газовой продукции для ее сжатия, отбензини-
вания и последующего нагнетания в залежь часто сопряжено с
опасностью получения взрывчатых смесей. Так, при содержа-
нии в воздухе (при атмосферных условиях) от 5 до 15% (по объе-
му) метана образуется гремучая (взрывчатая) смесь, очень опас-
ная в обращении. Изменение температуры меняет пределы взрыв-
гости смеси воздуха с углеводородами. По опытным данным
4 и росте температуры нижний предел взрывчатости смеси по-
нижается, а верхний повышается, т.е. пределы взрывчатости раз-
даются. Все это требует очень осторожного обращения со
смесью воздух — газ и, главным образом, систематического на-
блюдения за составом отбираемой из скважины смеси.
5. Взаимодействие воздуха с пластовой водой приводит к вы-
падению некоторых солей (особенно железистых) в виде осадка
в пласте.
6. Воздействие кислорода нагнетаемого воздуха на металли-
ческие части оборудования (особенно при наличии соленой воды
и сероводорода) вызывает усиленную коррозию оборудования, а
также приводит к преждевременному выводу его из строя и скоп-
лению продуктов коррозии на забое.
7. Наличие воздуха в продукции эксплуатационных скважин
способствует образованию более стойких эмульсий.
Указанные нежелательные последствия применения воздуха в
качестве рабочего агента не всегда проявляют себя. В общем слу-
чае использование воздуха следует ограничивать только случая-
ми, когда возможности применения другого рабочего агента, в
частности естественного газа, совершенно исключены. Необхо-
димо отметить, что в большинстве случаев применение воздуха
для закачки в нефтяные или газовые пласты запрещено Госгортех-
надзором в связи с повышенной пожаро- и взрывоопасностью.
Для закачки воды в нагнетательные скважины используются
природные воды рек, морей, озер, водоносных горизонтов и сточ-
ные воды с технологических объектов подготовки нефти.
Комплекс оборудования для вытеснения нефти водой состо-
ит в общем случае из участков водозабора, магистрали подвода
воды (с трубопроводом большого диаметра и насосными перво-
го, второго и, если требуется, третьего водоподъема), очистны-
ми сооружениями подготовки воды к закачке ее в нефтяной пласт,
кустовыми насосными станциями высокого давления на терри-
тории промысла, разводящими трубопроводами с водораспреде-
лительными гребенками, от которых вода идет к нагнетатель-
ным скважинам. Скважины оснащены устьевой арматурой по
типу фонтанной, колонной НКТ и часто — пакером, предохра-
няющим основную часть обсадной колонны скважины от дей-
ствия высокого давления закачиваемой воды.
469
9.1.1. ОБОРУДОВАНИЕ ВОДОЗАБОРА
И ПОДГОТОВКИ ВОДЫ
Для поддержания пластового давления с помощью заводне-
ния вода обычно берется из водоемов (рек, озер, морей) или из
водоносного пласта. При эксплуатации месторождения, из кото-
рого добывается нефть с пластовой, технической водой, эта вода
также используется^системе поддержания пластового давления
*Из водбемов' вола забирается поверхностными центробежны-
ми насосами из специально подготовленного участка так, чтобы
с водой не захватывался песок, или другие механические приме-
си. Насосная станция может быть расположена на берегу водо-
ема или в плавучей станции. В плавучей насосной станции уста-
новлены поверхностные мощные насосные агрегаты. Обычно это
центробежные насосы с электроприводом. Плавучая насосная
станция забирает воду на одной и той же глубине от поверхнос-
ти, независимо от колебания уровня воды в водоеме.
Часто отбираются подрусловые, более чистые воды. В этом
случае невдалеке от водоема или реки бурится скважина или
роется колодец, из которого вода забирается сифонной систе-
мой или поверхностными насосами (при высоком расположе-
нии уровня воды), или скважинными насосами различных ти-
пов.
При сифонном отборе подрусловые скважины соединяются с
вакуум-котлами, в которых создается разряжение в 0,04—0,047 МПа.
Вакуум поддерживается вакуум-насосами с подачей 0,03 м3/с
и наибольшим разряжением в 0,086 МПа. Вода из скважин по-
ступает в вакуум-котлы самотеком и далее отбирается поверхно-
стными насосами.
Таблица 9.1
Параметры насосов типа АТН
Шифр насоса Подача, м3/ч Давление насоса, МПа Мощность двигателя, кВт
АТН-8-1-16 30 0,6 13
АТН-10-1-13 30 1 40
АТН-14-1-3 150 0,5 55
АТН-14-1-6 200 0,95 100
470
Сифонный отбор широко применяется на Туймазинском,
ромашкинском и других нефтяных месторождениях.
Водозабор с помощью сифона по капитальным затратам на
30—20% дешевле, чем водозабор скважинными насосами. При
более низких уровнях жидкости (4 м и более от уровня приема
поверхностного насоса) применяются погружные насосы типов
ДТП и ЭЦВ.
Насосы типа АТН (рис. 9.1, табл. 9.1)
имеют приводной двигатель с вертикаль-
ной осью, установленный над устьем сква-
жины. Его вал соединен с длинным транс-
миссионным, валом, расположенным в ра-
диальных резинометаллических опорах
внутри НКТ. Снизу трансмиссионный вал
соединен с валом погружного центробеж-
ного насоса, размещенного под уровнем
жидкости в скважине и нагнетающего ее
на поверхность по НКТ.
Эти насосы применяются для отбора до
400 м3/ч воды с глубины до 40 м (возможна
работа на глубинах до 100 м). Насосы удоб-
ны тем, что все электрооборудование вы-
несено на поверхность, работает в более
благоприятной для него среде и легко об-
служивается. Недостаток — длинный транс-
миссионный вал, вращающийся с большой
частотой (до 1400 мин'* 1). При больших глу-
бинах спуска отмечается выход из строя
опор вала [13].
В шифре насоса приняты следующие
обозначения: АТН — артезианский труб-
ный насос, первая цифра — диаметр сква-
Рис. 9.1. Схема установки артезианского
трубного насоса (АТН):
I — электродвигатель; 2 — приводной вал насоса; 3 —
радиальная опора вала; 4 — НКТ; 5 — центробежный
насос; 6— обсадная колонна; 7— приемная сетка насоса
471
жины в миллиметрах, деленный на 25, следующая — минималь-
ное погружение насоса под динамический уровень в метрах а
последняя — число ступеней насоса.
Насосы типа ЭЦВ (табл. 9.2) по составу и расположению
оборудования скважин соответствуют насосам типа ЭЦН. Су-
щественно упрощены у них погружные двигатели, которые вы-
полняются водозаполцрнными без узлов гидрозащиты. Для них
не Т&к опасно попадание во внутреннюю полость пластовой
воды, если она йёД*меет механических или агрессивных приме-
сей. Упрощение достигнуто за счет применения водостойкой изо-
ляции обмотки статора, но это снижает допустимую температу-
ру нагрева двигателя. Поэтому температура откачиваемой воды
не должна превышать 25 °C (а при специальных устройствах
40-50 °C).
В табл. 9.2 приведены технические характеристики некото-
рых типоразмеров центробежных водяных насосов типа ЭЦВ.
Параметры насосов типа ЭЦВ
Таблица 9.2
Шифр насоса Подача, М3/ч Напор, м Мощность двигателя, кВт Внутренний диаметр обсадной колонны, мм
ЭЦВ4-1.6-30 1,6 30 0,5 100
ЭЦВ4-6,3-45 6,3 45 1,6 100
ЭЦВ5-4-90 4 90 2 122
ЭЦВ5-4-200 4 200 5,5 122
ЭЦВ5-10-100 10 100 5,5 122
ЭЦВ6-16-160 16 160 И 150
ЭЦВ6-25-100 25 100 11 150
ЭЦВ8-25-300 25 300 32 197
ЭЦВ8-63-50 63 50 16 197
ЭЦВ10-160-65 160 65 45 249
ЭЦВ 12-210-145 210 145 125 301
ЭЦВ14-210-300 210 300 250 353
ЭЦВ16-670-205 670 205 500 402
472
Насосы рассчитаны на отбор воды с содержанием механи-
ческих примесей не более 0,01 массовых %. Эти насосы выпус-
каются с широкими пределами параметров: обсадные колонны
оТ Ц4 до 426 мм, мощность от нескольких до 500 кВт, подача
от 1,6 до 670 м3/ч, напор при подаче 25 м3/ч — до 650 м, а при
670 м3/ч — до 205 м. В системе водозабора обычно применяют-
ся агрегаты для скважин 168—273 мм с мощностью в среднем
32—320 кВт.
В шифре насоса приняты следующие обозначения: Э — на-
сос с электроприводом, Ц — центробежный, В — для отбора
воды, первая цифра — внутренний диаметр обсадной колонны в
миллиметрах, деленный на 25 и округленный, вторая — подача в
метрах кубических в час; третья — напор насоса в метрах.
Кроме поверхностных вод для закачки используются и плас-
товые воды. Чаще всего используются воды аптского, альбского
и сеноманского ярусов. Эта вода имеет температуру около 40 °C.
Химический состав вод примерно тот же, что и у законтурных
вод нефтяных месторождений. При их смешивании не выпадает
осадок, который мог бы засорять поры нефтеносного коллекто-
ра. В пластовых водах этих ярусов не обнаружен кислород и
сероводород. Воды имеют хорошие вытесняющие и вымываю-
щие свойства по сравнению с поверхностными водами. Водо-
носные пласты расположены на глубинах 700—1500 м. Пласты
хорошо проницаемые, толщиной до 300—500 м. Часть скважин
фонтанирует, в части скважин используются насосы ЭЦВ для
отбора воды.
Использование пластовых вод значительно облегчает подго-
товку воды для закачки в пласт, а иногда полностью исключает
эту операцию.
К воде, закачиваемой в пласт, предъявляются следующие тре-
бования:
— она должна быть по возможности чистой и не содержать
больших количеств механических примесей, соединений
железа и нефти. Например, для трещиноватых песчаников
предельное содержание механических примесей 20—30 мг/л,
' ’ содержание закисного железа — до 1 мг/л, нефти — до
50 мг/л;
1 — не должна содержать сероводорода и углекислоты во избе-
4 жание коррозии оборудования;
473
— не должна содержать органических примесей (бактерий и
водорослей), которые в процессе своей жизнедеятельнос-
ти образуют сероводород;
— должна быть химически инертной по отношению к плас-
товым жидкостям.
Закачиваемые воды обычно бывают загрязнены взвешенны
ми частицами глины, ила, песка, которые закупоривают порг
пород призабойной? зоны и уменьшают приемистость нагнета
тыльной ькваЖйта.'Для осаждения мельчайших частиц необхо-
димо их укрупнять, выделять в осадок. Реагенты, добавляемые
воде для коагуляции взвеси (укрупнения взвешенных частиц
называются коагулянтами. Наиболее широко применяемый и
практике коагулянт — сернокислый алюминий (сернокислы
глинозем).
Вода на водоочистной установке подвергается тем или иньи
операциям по очистке (коагуляция, фильтрация, обезжелезива-
ние, смягчение, хлорирование, стабилизация). Для получения
надлежащих качеств воды в ряде случаев требуется проведение
двух-трех процессов.
На рис. 9.2 приведена типовая схема станции водоочистки.
От насосов 1 водоподъема вода подается в смеситель 3. Туда же
с потоком воды поступают коагулянт и реагенты из дозировоч-
Рис. 9.2. Принципиальная схема станции очистки поверхностных вод:
1 — водовод; 2 — дозатор; 3 — смеситель; 4 — осветлитель; 5— фильтр;
6 — резервуар чистой воды; 7 — насосная станция второго водоподъема;
8 — насос для промывки фильтров; 9 — стояк для сброса грязной воды;
10 — лоток
474
ного устройства 2, способствующие укрупнению взвешенных
частип в воде, смягчению воды и освобождению ее от солей
железа. В суспензионном осветлителе 4 коагулянт интенсивно
перемешивается с водой, вследствие чего образуются хлопья,
которые оседают в шахте осветлителя. Вода проходит через пес-
чаные (или угольные) фильтры 5. Очищенная вода собирается
в резервуары 6, откуда насосами 7 она подается далее к про-
мыслу.
Подготовленная вода подается на кустовые насосные стан-
ции (КНС), которые подают воду в нагнетательные скважины.
Насос 8 из резервуаров 6 подает периодически чистую воду в
фильтры 5 для очистки их от взвешенных частиц.
Отдельные сооружения системы очистки представляют собой
конические или цилиндрические металлические сосуды боль-
шой емкости (гидросмесители, растворные баки), иногда удли-
ненные бетонные смесители с квадратным или прямоугольным
сечением с дырчатыми или щелевыми перегородками. Эти пе-
регородки с отверстиями усложняют путь воды и реагентов, улуч-
шая их смешивание.
Наиболее сложное сооружение-осветлитель (рис. 9.3), пред-
назначенный для образования хлопьев и удаления их и механи-
ческих примесей из воды. Обработанная реагентом вода, про-
шедшая смесители, подается по центральному стояку / в камеру
хлопьеобразования 5 через трубы с отверстиями 9. Из камеры
хлопьеобразования вода выходит через днище, с отверстиями 10
в зону взвешенного осадка осветлителя. Для поддержания хло-
пьев во взвешенном состоянии над каждым отверстием дырча-
того днища создается расходящийся поток воды. Вода с хлопья-
ми, фильтруясь через слой ранее образовавшегося взвешенного
осадка, постепенно осветляется. Осветленная вода собирается
переливом в периферийный лоток 3 и направляется в фильтры,
в которых завершается очистка воды. Избыток осадка в освет-
лителе идет через центральную шахту 2 в зону 7. Здесь вода от-
сасывается по трубкам 4 в лоток, а осадок по трубке 8 подается
в водосток или на иловые площадки. Для опорожнения осветли-
теля предусмотрен клапан 6.
Габариты осветлителя можно себе представить, учитывая, что
высота осадка в зоне 7 принимается равной 2—2,5 м, а высота
зоны осветления — 1,5—2,5 м [13].
475
J 2
Рис. 9.3. Схема конструкции осветлителя воды
Для предупреждения коррозии и стабилизации по химичес-
кому составу при помощи специальных дозировочных насосов в
воду добавляют реагент — гекса метафосфат натрия (2—3 мг/л).
Для уничтожения бактерий и других микроорганизмов в воде
применяют обработку ее хлором, озоном или облучением.
Сточные воды могут содержать нефть и углеводородные газы.
Взвешенные частицы здесь могут быть представлены серийным
железом, обломками кварца, зернами карбонатов и доломитов,
частицами глины и окисного железа.
476
Железосодержащая вода после установки подготовки нефти
/уПН) направляется в напорный отстойник, где отстаивается
ПОД давлением в течение 1—2 ч.
Сероводородная вода направляется в другой отстойник . За-
тем из этих отстойников нефть направляется в резервуар, откуда
насосом направляется на УПН. Шлам из отстойников по трубо-
проводу под давлением сбрасывается в емкость, а воды налтор-
ных отстойников смешиваются и поступают в безнапорный от-
стойник. Здесь основная масса взвешенного железа и н«ефти
всплывает и удаляется при помощи механических средств. Пос-
ле безнапорного отстойника вода поступает во вторичным от-
стойник, где отстаивается в течение 3—6 ч. Здесь вода дополни-
тельно отстаивается, очищается и стабилизируется по химичес-
кому составу. Продукты очистки из безнапорного отстойника и
вторичного отстойника направляются насосом в емкости, а чи-
стая вода насосом направляется на кустовую насосную стан цию,
откуда — в нагнетательные скважины.
9.1.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАКАЧКИ ВОДЫ В ПЛАСТ
9.1.2.1. Кустовые насосные станции
С очистных сооружений вода подается на территорию про-
мысла к кустовым насосным станциям. Кустовые насосные стан-
ции поднимают давление воды до давления нагнетания в пласт
и направляют ее к водораспределительным гребенкам и далее к
нагнетательным скважинам.
В качестве насосных станций для закачки воды в нефтяные
пласты с целью поддержания пластового давления применяют
блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центро-
бежных насосных агрегатов типа ЦНС (ЦНС-30, ЦНС-60, ЦНС-
120, ЦНС-180 и ЦНС-500).
Насосные станции, осуществляющие непосредственно закачку
воды в пласт, в зависимости от конструктивного исполнения
подразделены на кустовые (КНС), технологическое оборудова-
ние которых монтируют в капитальных сооружениях, и блочные
кустовые (БКНС), оборудование которых монтируют в специ-
альных блоках-боксах на заводах-изготовителях.
477
Расчетные и нормативные параметры, характеризующие ус.
ловия строительства и эксплуатации блочных кустовых насос
ных станций (БКНС), следующие:
Температура окружающей среды, °C........до -50
Сейсмичность, балл...................не более 6
Нагрузка, Па:
снего^^............................... 2000
1 вет^Йия-:................................560
йа Ьрунт............................50—103
Степень долговечности.......................II
Степень огнестойкости.......................IV
Класс зданий..............................III
Отдельные сооружения БКНС представляют собой металли-
ческие или железобетонные основания, на которых смонтиро-
ван комплекс технологического оборудования, укрываемый ог-
раждающими конструкциями типа блоков-боксов.
Технологическая схема и характеристика блочной кустовой на-
сосной станции (БКНС). Технологическая схема БКНС (рис. 9.4)
рассчитана на одновременную и раздельную закачку пресной
воды от поверхностных или подземных источников и очищен-
ных технических вод, поступающих из установок очистки сточ-
ных вод.
Пресная вода и очищенные нефтепромысловые сточные воды
по двум водоводам, объединенным в единый всасывающий кол-
лектор, поступают на площадку БКНС. На водоводах устанав-
ливают диафрагмы для замера расхода и электроприводные зад-
вижки.
Из всасывающего коллектора вода с помощью насосов на-
правляется в распределительный напорный коллектор и через
высоконапорные водоводы — к нагнетательным скважинам. Вода
для подпора сальников и охлаждения масла в маслоохладителе
подается из трубопровода пресной воды через редукционный
клапан. При работе БКНС только на очищенных нефтепромыс-
ловых водах для этих целей используют пресную воду индивиду-
ального источника водоснабжения. Использованная вода из си-
стемы разгрузки сальников и маслоохладителя поступает в ре-
зервуар сточных вод.
478
Тип БКНС для каждого данного случая выбирают с учетом:
а) требуемой подачи и давления нагнетания;
б) схемы энергоснабжения;
в) климатических условий. По расчетным подаче и давле-
нию нагнетания определяют тип и число основных насо-
сов, а по климатическим условиям — вид охлаждения
двигателя.
Основные технические данные и характеристики БКНС при-
ведены в табл. 9.3.
В зависимости от типа установленных насосов выпускают
БКНС, рассчитанные на давление нагнетания 9,3 МПа, 14 МПа,
18 МПа. При этом суммарная номинальная подача БКНС опре-
деляется как типом, так и числом установленных насосов.
Кроме того, в зависимости от принятой схемы охлаждения
электродвигателей основных насосов выпускают БКНС двух
модификаций: а) РЦВ — разомкнутый цикл вентиляции двига-
теля, при котором двигатель охлаждается воздухом, засасывае-
мым в помещение через жалюзи; б) ЗЦВ — замкнутый цикл
вентиляции, при котором электродвигатели основных насосов
охлаждаются водой.
Состав БКНС и число блоков в ней приведены в табл. 9.4.
В условном обозначении БКНС 2x150: 2 — два насоса ЦНС180;
150 — давление нагнетания; БКНС 3x500: 3 — три насоса
ЦНС500-1900; 500 — подача одного насоса
Ниже рассмотрено конструктивное исполнение БКНС, осна-
щенных насосами ЦНС180.
Насосный блок (рис. 9.5) предназначен для подачи воды под
давлением в напорную линию системы заводнения. В качестве
основного оборудования используют многоступенчатые секци-
онные центробежные насосы ЦНС180 или ЦНС500 с приво-
дом от синхронных электродвигателей серии СТД со стати-
ческим возбуждением или от асинхронных электродвигателей
серии АРМ. Основные технические данные насосных агрега-
тов, устанавливаемых в насосных блоках БКНС, приведены в
табл. 9.5.
479
Основные технические данные и характеристики БКНС
Таблица 9.3 *
Показатель ЦНС-180- 950 ЦНС-ISO- 1422 ЦНС-180- 1900 ЦНС-500- 1900
1 2 3 < 4 w 5
Номинальная подача насоса, м3/ч 180 180 '** 180 500
Давление нагнетания, МПа 10 14 18,6 18,6
Давление в приемном патрубке насоса, МПа, не более 2,7 2,7 2,7 1,6
Давление в системе охлаждения, МПа 0,196 0,1% 0,196 0,196
Давление в системе отвода воды из сальников и подпятника, МПа, не более 0,98 3,9 3,9 3,9
Максимальный расход воды на охлаждение и подпор сальников на один насосный агрегат, м3/ч 25 30 30 30
Температура закачиваемой воды, °C 8-40 8-40 8-40 8-40
Потребляемая насосом мощность на номинальном режиме, кВт 675 970 1150 3340
Продолжение табл. 9.3
1 2 3 4 5
Мощность электродвигателя, кВт 800 1250 1600 4000
Частота вращения вала электродвигателя, мин-1 3000 3000 3000 3000
Напряжение, В питания электродвигателя в сети питания вспомогательных устройств 6000 (10 000) 380/220 6000 (10 000) 380/220 6000 (10 000) 380/220 6000 380/220
Вид тока питания электродвигателей Трехфазный переменный с промышленной частотой 50 Гц
Давление в маслосистеме, МПа 0,28 0,28 0,28 0,28
Циркуляционный расход масла на один насосный агрегат, м3/ч 2,1 2,1 2,1 2,1
Условный проход, мм:
приемного трубопровода 150 150 150 —
нагнетательного трубопровода 125 125 125 —
трубы на приеме блока гребенки 200 200 200 __
трубы на выходе 100 100 100 —
Продолжение табл. 9.3
V*
1 2 3 -.4 5
Условный проход труб подвода и отвода воды на охлаждение, мм: для ЗЦВ для РЦВ 100 50 100 100 Д>00 Доо —
Габаритные размеры блоков, мм: длина ширина высота 10000 3200 3260 10000 3200 3260 10000 3200 3260 12 000* 5 000* 5 100*
Наибольшая масса блока, кг: РЦВ эцв 18000 19800 21 900 22600 23000 24400 40 400*
Масса блока гребенки, кг, не более 13470 13470 13470 —
Отопление БКНС За счет тепловыделения оборудования, дежурное — электрическое Электри- ческое
Вентиляция Приточно-вытяжная
Автоматизация Комплексная
Для насосного блока.
Состав оборудования БКНС
Таблица 9.4
Насос- ный блок Блок низко- вольт- ной аппара- туры_ _ Блок напор- ных гребе- нок Блок дренаж- ных насосon Блок обслу- жива- ния Резер- вуар сточных иод
"бкнсм 00-PUB 1 ! 1 1
"бКНО-150-РИВ ! I 1 — — 1
БКНС1-200-РЦВ I 1 1 — — i
БКНС2-Ю0-РЦВ 2 I i — — 1
"бКНС2-100-ЗЦВ 2 1 i i — i
БКНС2-15О-РЦВ 2 1 1 — — I
БКНС2-150-ЗЦВ 2 1 ( 1 — 1
БКНС2-200-РЦ8 2 1 i — — 1
БКНС2-200-ЗЦВ 2 1 i 1 — 1
БКНС2-500-РЦВ 2 1 i 1 !
БКНСЗ-100-PUB 3 1 2 — 1
БКНСЗ-ЮО-ЗЦВ 3 1 2 1 1
БКНСЗ-150-PUB 3 1 2 — — i
БКНСЗ-150-ЗЦВ 3 1 2 ] — i
БКНСЗ-200-РЦВ 3 1 2 — — i
БКНСЗ-200-ЗЦВ 3 1 2 1 — i
БКНСЗ-500-РЦВ 3 1 1 — 1
БКНС4-100-РЦВ 4 1 2 — — 1
J3KHC4-i00-3UB 4 1 2 1 — !
_БКНС4-150-РЦВ 4 1 2 — — 1
БКНС4-150-ЗЦВ 4 1 2 ! — 1
С4-200-РЦВ 4 1 2 — — i
БКНС4-200-ЗЦВ 4 1 2 1 — !
_БКНС4-500-{>цв 4 1 1 i 1
483
Вода сточная
1, 2 и 7 — шкафы соответ-
ственно трансформатор-
ам?, ввода кабеля и управ-
ления дренажными насоса-
ми; 3 — станция управле-
ния;, 4 — распределитель-
ное уст- ойство низковоль-
тное; 5 и 6 — щиты при-
борныи и общестанцион-
ЧнЦи; 8, 13, 13 — насосы
1С®В, ЦНСК и ЦНС180;
9,''ТТ, 21 — клапаны соот-
ветственно обратный, об-
ратный подъемный и об-
ратный; 10, 19, 26 и 28 —
вентили соответственно за-
порный, электромагнит-
ный, регулирующий угло-
вой и запорный угловой;
12, 14, 16, 11 и 20 — зад-
вижки ЗКЛ и электропри-
водная; 75—фильтр; 18 —
маслоохладитель; 22 — бак
масляный 24 — 1 муфта
зубчатая; 25 — электродви-
гатель; 27 — диафрагма
Рис. 9.4, Технологическая схема БКНС:
I — насосные блоки; II — блок дренажных насосов; III — блок низковольтной аппаратуры и управ-
ления; IV — блока напорных гребенок, V — распределительное устройство РУ-6 (10) кВ; VI — транс-
форматорная комплектная подстанция КТПН 66-160/6КК; VII — резервуар сточных вод
3 4 5
6
7
8
9 10 11 12
13 14 15 16
Рис. 9.5. Насосный блок:
1 — печь электрическая; 2 — манометровая колонка; 3 — вентилятор; 4 —
короб; 5— пост местного управления; 6 — двигатель; 7 — зубчатая муфта;
8 — насос ЦНС180; 9 — фильтр; 10 — задвижка; 11 — напорный трубо-
провод; 12 — всасывающей трубопровод; 13 — маслоохладитель; 14 —
маслобак с насосом; 15 — обратный клапан; 16 — электроприводная зад-
вижка
Блок напорной гребенки (рис. 9.6), к которому подведены
Два напорных трубопровода от насосных блоков, предназначен
Для распределения поступающей от насосных агрегатов воды по
напорным трубопроводам системы заводнения, для учета ее ко-
личества и регистрации давления.
Блок дренажных насосов (рис. 9.7) предназначен для обеспе-
чения работы системы охлаждения электродвигателей основных
насосов (при замкнутом цикле вентиляции) и сбора утечек пе-
рекачиваемой жидкости.
485
1
2
Рис. 9.6. Блок напорной гребенки:
1 — электрическая печь; 2 — пульт управления; 3 — регулирующий вен-
тиль; 4 — площадка обслуживания; 5 — запорный вентиль; 6 — сливной
коллектор; 7— вентилятор; 8 — дифманометр-расходомер; 9— распреде-
лительный коллектор; 10 — сужающее устройство; 11 — щит дифмано-
метров
Компоновка технологического оборудования, расстояния меж-
ду оборудованием и ограждающими конструкциями допускают
проведение на месте только незначительных профилактических
ремонтных работ (ревизии и ремонта уплотнений, выверки и
доцентровки и др.).
Для проведения ремонта и смены неисправных элементов
насосы и. электродвигатели демонтируют и транспортируют за
пределы помещения через крышу.
Ограждение блоков — каркасное, с привариваемыми точеч
ной сваркой панелями. Панели — трехслойные, из листовой стал!
с внутренним слоем утеплителя из пенопласта.
Воду в нагнетательные скважины для поддержания пластово-
го давления закачивают центробежными насосными агрегатам]
на базе насосов ЦНС 180 и ЦНС500.
486
Рис. 9.7. Блок дренажных насосов:
I — короб; 2 — центробежный насос ЦНС 60/264; 3 —обратный клапан;
4 — задвижка; 5 — манометр; 6 — пульт управления; 7 — насос 1СЦВ-1.5
м; 8— электрическая печь; 9 — напорный трубопровод; 10— дренажный
бак; 11 — всасывающий трубопровод
Конструкция насоса типа ЦНС 180 разработана с учетом со-
здания на одной корпусной базе четырех модификаций с давле-
нием нагнетания 9,5—19 МПа.
Центробежные насосы типа ЦНС 180 допускают изменение
рабочей характеристики посредством уменьшения числа ступе-
ней (не более 2) с установкой проставочных втулок, без измене-
ния привязочных размеров, с обязательной динамической ба-
лансировкой ротора.
Технические характеристики центробежных насосных агре-
гатов приведены в табл. 9.5.
Насосы типа ЦНС180 и ЦНС500 (рис. 9.8) — центробежные
секционные, горизонтальные, однокорпусные с односторонним
расположением рабочих колес, с гидравлической пятой, под-
шипниками скольжения и концевыми уплотнениями комбини-
487
рованного типа (щелевое и сальниковое уплотнения). Эти насо-
сы рассчитаны также на эксплуатацию с торцовыми уплотнени-
ями (например — типа Т2-105), устанавливаемыми посредством
замены корпуса сальника на корпус торцового уплотнения без
изменения корпусных деталей насоса.
Насосы этого типа состоят из двух основных узлов: корпуса —
совокупности неподвижных деталей и ротора вращающегося вала
с расположеннымина нем деталями.
$ К корпусу о'ййюятся входная и выходная крышки, отлитые
заодно с приеййым и напорными патрубками. В насосах типа
ЦНС500 эти патрубки направлены по вертикали вверх, в насо-
сах типа ЦНС180 входной патрубок расположен по горизонта-
ли, а напорный-по вертикали вверх.
Корпус насоса состоит из набора секции, входной и на-
порной крышек и концевых уплотнений. Базовые детали на-
соса —• входная и напорная крышки с лапами, расположенны-
ми в плоскости, параллельной горизонтальной плоскости на-
соса. Насос фиксируется на плите двумя цилиндрическими
штифтами, устанавливаемыми в лапах входной крышки. Вход-
ной патрубок расположен горизонтально, напорный — верти-
кально.
Напорная крышка отлита из качественной углеродистой ста-
ли марки 25Л, крышка входная из чугуна марки СЧ 21-40, кор-
пусы секций выполнены из поковок хромистой стали марки
20X13. В секции расположены направляющие аппараты, засто-
поренные штифтами от проворачивания.
Стыки секций загерметизированы уплотняющими поясками.
Для дополнительного уплотнения в стыках установлены резино-
вые кольца. Секции центрируются и стягиваются с входной и
напорной крышками восемью шпильками М76Х4.
Ротор насоса состоит из рабочих колес, посаженных на вал
по скользящей посадке, разгрузочного диска, защитных втулок
и других деталей.
Рабочие колеса отлиты из хромистой стали марки 20Х13Л,
разгрузочный диск и защитные втулки выполнены из стали мар-
ки 20X13, вал из поковки легированной стали марки 40ХФА.
Во избежание перетока воды по валу, стыки рабочих колес
притираются до плотного металлического контакта. Рабочие
колеса имеют уплотнения щелевого типа.
488
Характеристики агрегатов типа ЦНС
Таблица 9.5
Показатель Центробежный насосный агрегат |
ЦНС180- 1050 ЦНС180- 1422 ЦНС180- 1422 ЦНС180- 1900 ЦНС560- 1700
1 2 3 4 5 6
Подача, м3/ч 180 180 180 180 400, 500, 700
Напор, м 1050 1185 1422 1900 2020, 1875
Допускаемый кавитационный запас, м, не более 7 7 7 7 6
Допускаемое давление на входе, МПа 0,6-3,1 0,6-3,1 0,6-3,1 0,6-3,1 0,1-1,57
КПД, % 73 73 73 73 73
Частота вращения (синхронная), мин’1 3000 3000 3000 3000 3000
Потребляемая мощность на номинальном режиме, кВт 710 800 960 1280 3235
Число секций насоса 8 9 И 15 8
Диаметр рабочих колес, мм 308 308 308 308 402
Габаритные размеры, мм: длина 2263 2610 2640 3022 2809
ширина 1396 1120 1510 1430 1340
высота 1434 1425 1510 1505 1477
Масса насоса, кг 3500 1405 4000 4860 5790
Электродвигатель:
мощность, кВт 800 1000 1200 1600 4000
напряжение, В 6000 6000 6000 6000 6000/10000
частота вращения, мин-1 3000 3000 3000 3000 3000
Продолжение табл. 9.5
1 2 3 4 - . 5 6
Насосный агрегат (с электродвигателем СТД с разомкнутым циклом вентиляции): Габаритные размеры, мм: длина 5232 5270 ’я 5890 ;;Чб372 6760
ширина 1396 1270 1510 Т~П430 1340
высота 1434 1425 1510 1505 1477
Масса, кг 8380 10235 11800 12790 20820
Насосный агрегат (с электродвигателем СТД с замкнутым циклом вентиляции): 5232 5720 5890 6372 6760
Габаритные размеры, м: длина 1840 1840 1990 1990 1340
ширина 1434 1425 1510 1505 1477
высота Масса, кг 9011 9835 11230 12830 20820
Рис. 9.7. Центробежный насос ЦНС 180-1900:
1 — крышка всасывания; 2 — рабочее колесо I ступени; 3 — направляющий аппарат I ступени; 4 — рабочее колесо
промежуточной ступени; 5 — направляющий аппарат промежуточной ступени; 6 — секция; 7— направляющий
аппарат последней ступени; 8 — крышка напорная; 9 — концевое уплотнение; 10 — подшипник скольжения;
у? 11 — отжимное устройство; 12— плита
Щелевое уплотнение предназначено для разгрузки сальника
с отводом воды в безнапорную емкость при работе насоса с дав-
лением во входном патрубке 0,6—3 МПа.
При работе насоса с давлением во входном патрубке меньще
0,1 МПа предусматривается подача воды на концевые уплотне-
ния для устранения подсоса воздуха в полость подвода через
сальники, а также для смазки сальника.
Опорами роторайклужат подшипники скольжения с принуди-
тельной с’мазк^^щОтй насоса ЦНС 180-1050 — с кольцевой смаз-
кой. ВкладышйДтодшипников — стальные, залитые баббитом,
имеют цилиндрическую посадку в корпусе подшипника. В кор-
пусе подшипника есть отверстия для подвода в него масла, ус-
тановки датчика температуры и слива масла (отверстие внизу).
На заднем подшипнике смонтирован визуальный указатель осе-
вого положения ротора. На период выбега ротора при отклю-
чении электроэнергии в подшипниках предусмотрено смазоч-
ное масло.
Насос соединяется с электродвигателем посредством зубча-
той муфты. Обойма зубчатой муфты закрыта кожухом.
Для смазки и охлаждения подшипников насосов и электро-
двигателей мощностью 1000 кВт, а также зубчатой муфты каждый
насосный агрегат комплектуется маслосистемой. В ее состав вхо-
дят устанавливаемый на маслобаке рабочий насос Ш5-25-3,6/4 с
подачей 3,6 м3/ч и давлением нагнетания 0,4 МПа, имеющий
привод от электродвигателя АОЛ2-31-4; маслобак БМ-0,32 вме-
стимостью 0,32 м3; маслоохладитель МХ-4 с поверхностью ох-
лаждения 4 м2; маслофильтр двойной ФДМ-32 с поверхностью
фильтрации 0,13 м2 и пропускной способностью 7,4 м3/ч; пре-
дохранительный клапан и запорная арматура.
Смазка подшипников скольжения у насосных агрегатов
ЦНС180-1900, ЦНС180-1422 и ЦНС 180-1185-принудительная,
осуществляется от маслоустановки. У насосного агрегата ЦНС180-
1050 смазка подшипников — кольцевая. Смазка зубчатых муфт
насосных агрегатов — консистентная. Для смазки подшипников
применяется турбинное масло Тп 22 (ГОСТ 9972-74), допуска-
ется замена на турбинное масло Т22, ТЗО (ГОСТ 32-74) и инду-
стриальное масло И20А, И25А, ИЗОА (ГОСТ 20899-75). Для
смазки зубчатых муфт используется литол 24 (ГОСТ 21150-87)
или ЦИАТИМ221 (ГОСТ 9433-80).
492
Система водяного охлаждения предусматривает подачу воды
на маслоохладитель МХ-4, охлаждение и «запирание» сальни-
ков концевых уплотнений насоса при работе с давлением на
входе в насос меньше атмосферного. Расход воды на маслоохла-
дитель составляет 6 м3/ч, такое же количество воды расходуется
на охлаждение и «запирание» сальников.
В насосном агрегате ЦНС180-1050 с кольцевой смазкой под-
шипников скольжения расход охлаждающей воды составляет
7 м3/ч.
В маслоустановке насоса ЦНС-500 предусмотрены аварий-
ный бак и два шестеренных насоса Ш-5-25-3,6/4-5 (один — ре-
зервный) с приводом от электродвигателя 4АХ80В4УЗ, смонти-
рованные на общей плите.
Система КИП и автоматики насосного агрегата выполнена в
виде блоков и состоит из щита управления, манометровой ко-
лонки и комплекта первичных приборов теплоконтроля.
Система блочной автоматики обеспечивает автоматическое
управление всеми механизмами насосного агрегата (от щита уп-
равления), управления маслонасосом и электроприводной зад-
вижкой, контроль технологических параметров агрегата, сигна-
лизацию изменения технологических параметров и сигнализа-
цию положения механизмов агрегата.
При недопустимом изменений технологических параметров
комплект КИП и автоматики отключает насосный агрегат.
Блочная автоматика предусматривает защиту насосного агре-
гата в следующих случаях:
— резкое снижение давления в системе смазки подшипников;
— повышение температуры подшипников, воды из узла гидрав-
лической разгрузки осевого усилия, масла за маслоохладите-
лем;
— резкое снижение давления масла в конце линии и воды во
входном патрубке насоса;
— резкое снижение давления воды на выходе из насоса и на
входе при пуске насоса;
— остановка маслонасоса при остановке насосного агрегата.
Насосный агрегат также автоматически отключается при сра-
батывании электрических защит (исключая кратковременное до
3 секунд исчезновение напряжения), при не выполнении ко-
манд на пуск после отключения аварийной кнопкой.
493
Блочная автоматика осуществляет управление следующих
видов:
— автоматическое;
— по каналам телемеханики;
— раздельное, со щита управления;
— с помощью кнопок, устанавливаемых непосредственно у
механизма насосного агрегата.
Для нагнетанид^поверхностных, сточных и пластовых вод
используют таК^ё установки погружных центробежных элект-
ронасосов ыпга УЭЦП.
9.1.2.2. Установки погружных центробежных насосов
для поддержания пластового давления
Установки погружных центробежных электронасосов типа
УЭЦП и УЭЦПК (табл. 9.6) предназначены для закачки повер-
хностных или пластовых вод в нагнетательные скважины с це-
лью поддержания пластового давления и добычи пластовых вод
с подачей на кустовые насосные станции при содержании в
жидкости механических примесей не более 0,1 г/л, с pH 5,4—9
и температурой не выше 60 °C (табл. 9.7).
Установки выпускаются по II группе надежности ОСТ 26-06-
1204-82 в климатическом исполнении ХЛ и У, категории разме-
щения погружного агрегата 5 (ГОСТ 15150-69).
В шифре установки при заказе приняты следующие обозна-
чения: У — установка, Э — с приводом от погружного электро-
двигателя; Ц — центробежный насос; П — для поддержания пла-
стового давления; К — коррозионностойкое исполнение; первое
число-группа насоса (диаметр обсадной колонны (в мм), умень-
шенный в 25 раз и округленный); второе число-подача (м3/сут);
третье число — напор (м); ХЛ — климатическое исполнение для
районов с холодным климатом; цифра — категория размещения
электронасоса при эксплуатации по ГОСТ 15150-69. Например,
УЭЦПК 16-2000-1400 ХЛ5.
Установка центробежного насоса для поддержания пластово-
го давления аналогична по конструкции установкам погружных
центробежных насосов для добычи нефти. Отличие состоит толь-
ко в отсутствии протектора (гидрозащиты) погружного электро-
двигателя (рис. 9.9).
494
Установки погружных центробежных электронасосов типа УЭЦП и УЭЦПК
Таблица 9.6
Установка Подача, м3/сут Напор, м Число ступе- ней Внутрен- ний диаметр колонны Размеры электро- насоса, мм Масса, кг
диаметр длина электро- насоса установки для умеренного климата установки для холодного климата
У2ЭЦП14-1000-1200 1000 1200 45 359 320 8620 2726 7010 11060
УЭЦП 16-2000-1400 2000 1360 30 396 375 9133 4325 10900 14900
УЭЦПК16-2000-1400 2000 1360 30 396 375 9077 4503 10390 14401
УЭЦПК16-3000-1000 3000 930 16 396 375 7207 3446 9308 13318
УЭЦПК16-3000-160 3000 160 3 396 360 10975 1020 — 3012
УЭЦПК16-2000-200 2000 2000 5 396 360 11170 1185 — 3332
Показатели рабочей жидкости для установок погружных центробежный
электронасосов типа УЭЦП и УЭЦПК
Таблица 9.7
Установка Температура, °C PH Общая минерали- зация, мг/л Плотность, кг/м3 не более Гадрсодер- айда, ^•3Л3 Механи- ческие примеси, г/л, не более
У2ЭЦП14-1000-1200 25 7-8 19000 1000 — 0,1
УЭЦП 16-2000-1400 УЭЦПК16-2000-1400 40 40 7-8 5,4-9 19000 250 000 1000 1200 1 0,1 о,1
УЭЦПК16-3000-1000 УЭЦПК16-2000-200 60 6,0-8,5 250000 1200 1 0,1
УЭЦПК16-3000-16 40 6,0-8,5 250000 1200 1 • 0,1
Рис. 9.8. Установка погружного
центробежного электронасоса
для закачки воды:
1 — шурф; 2 — разводящий водовод;
j — эдектронасосный погружной аг-
еГат; 4 — контрольно-измеритель-
ные и регулировочные приборы; 5 —
нагнетательный водовод; 6 — комп-
лектное устройство; 7 — трансфор-
матор
Электронасосный агрегат
спускают в скважину (или
шурф) и подвешивают на ее
устье. Жидкость подается на-
сосом по нагнетательным во-
доводам в группу нагнетатель-
ных скважин или на кустовые
насосные станции.
В зависимости от попереч-
ного размера погружного аг-
регата установки подразделя-
ются на две группы — 14 и 16.
Установки группы 14 име-
ют поперечный размер погружного агрегата 320 мм и применяют-
ся в шурфах с внутренним диаметром обсадной колонны (кожу-
ха) не менее 359 мм; установки группы 16 имеют поперечный
размер 375 мм и используются в скважинах или шурфах с внут-
ренним диаметром обсадной колонны не менее 396 мм (табл. 9.8).
Погружной электродвигатель охлаждается перекачиваемой
средой, омывающей наружную поверхность и теплообменник,
которые расположены снизу двигателя.
В зависимости от развиваемого напора насосы делятся на
высоконапорные, состоящие из двух или трех секций, и низко-
напорные — из одной секции с тремя или пятью ступенями для
Добычи пластовых вод.
Высоконапорный насос — погружной многоступенчатый, сек-
ционный с вертикальным расположением вала.
Соединение секций высоконапорных насосов типа ЭЦП —
фланцевое, типа ЭЦПК — хомутовое.
497
32 Ив
Валы секций насосов и электродвигателя соединяются роли-
ковыми муфтами, компенсирующими возможный перекос, не-
соосность и биение валов.
Для предохранения кабеля от механических повреждений при
спуске в скважину насосы имеют защитные кожуха.
В корпусе секции насоса размещен па-
кет ступеней, состоящий из рабочих ко-
лес и направляющих аппаратов с плаваю-
- -щими уплотнительными кольцами. Рабо-
чие колеса на валу закреплены стяжными
болтами, крутящий момент передается
призматическими шпонками.
Радиальные нагрузки воспринимаются
резино-металлическими подшипниками
скольжения, установленными на концах вала.
Осевые нагрузки воспринимаются
опорной пятой, установленной в верхней
части секции насоса.
Пакет ступеней удерживается в насо-
сах ЭЦП резьбовыми фланцами, а в на-
сосах ЭЦПК — разрезными закладными
кольцами и стягивается упорными винта-
ми. Радиальные и осевые подшипники ох-
лаждаются и смазываются перекачиваемой
жидкостью.
Материал осевых подшипников — си-
лицированный графит марки СГП.
Рабочие колеса и направляющие аппа-
раты насосов типа ЭЦП изготовляют из
серого чугуна марки СЧ 18-36, насосов
типа ЭЦПК-из коррозионностойкой ста-
ли марки 20Х13Л.
10
и
14
12
13
Рис. 9.9. Электродвигатель серии ПЭДП:
1 — транспортировочный барабан; 2 — вывод-
ной провод; 3 — переводник 4 — сальниковая
муфта; 5 — центробежная ступень; 6 — верхняя
опора; 7 — статор; 8 — ротор; 9 — нижняя опо-
ра; 10 — пята; 77 — подпятник; 12 — подушка;
13 — основание; 14 — теплообменник
498
Электродвигатель для привода высоконапорных насосов —
хфазный, асинхронный, водонаполненный, вертикального
исполнения, с приводным концом вала, направленным вверх
(рис. 9-9).
Электродвигатель состоит из статора, ротора, верхней и ниж-
ней опор, в которых установлены радиальные подшипники, ос-
нования подпятника и центробежной ступени, обеспечивающей
циркуляцию жидкости внутри двигателя через трубчатый тепло-
обменник с целью ее охлаждения перекачиваемой жидкостью.
Обмотка статора выполнена из провода с водостойкой изоля-
цией и имеет три вывода, к которым подсоединяют токопрово-
дящий кабель.
Электродвигатель низконапорных насосов для добычи плас-
товых вод типа ПЭД — трехфазный, асинхронный маслонапол-
ненный, вертикальный, с гидрозащитой с приводным концом
вала, направленным вверх.
Силовой трансформатор — трехфазный, маслонаполненный
для высоконапорных насосов — понижающий, для низконапор-
ных — повышающий.
Комплектное устройство для управления и защиты погруж-
ного электродвигателя обеспечивает:
— включение и отключение электронасосной установки;
— работу установки в режимах «ручной» и «автоматический»;
Таблица 9.8
Состав оборудования установок для подъема воды
Установка Электродвигатель Кабель КПБК
сечение длина, м
У2ЭЦП14-1000-1200 ПЭДВ250-320В5 3X35 50
УЭЦП 16-2000-1400 ПЭДП5ОО-375В5 3X35 50
УЭЦПК 16-2000-1400 УЭЦПК16-3000-1000 ПЭДП700-375В5 3X50 50
УЭЦПК16-3000-160 УЭЦПК 16-2000-200 ПЭД90-123БВ5 ПЭД90-123БВ5 3X16 500
499
— управление установкой с диспетчерского пункта и дистан,
ционную сигнализацию состояния установки;
— автоматическое повторное включение установки при вос-
становлении напряжения сети;
— самозапуск установки с выдержкой времени при восста-
новлении напряжения после его исчезновения;
— быстродействующую защиту, отключающую установку при
тбках короткоТр’замыкания;
— защиту'; Отключающую установку при перегрузках и недо-
грузках двигателя;
— непрерывный контроль сопротивления изоляции системы
«кабель — электродвигатель» с действием на отключение при
сопротивлении ниже 30 КОМ.
Кабель — трехжильный, бронированный с полиэтиленовой
изоляцией марок КПБК и КПБП.
Комплектующие изделия и оборудование установок приведе-
ны в табл. 9.9.
Таблица 9.9
Комплектующие изделия и оборудование установок УЭЦП
Трансформатор Комплектное устройство
для умеренного климата для холодного климата для умеренного климата для холодного климата
ТМ-630/10/6/3,15 ТМ-630/10/6/3,15 КУПНА83- 29А2У1 КУПНА700- 79А1ХЛ1
ТМЭ-1000/10- 72-У 1,6/3,15 ТМЭ-1000/10-75- ХЛ 1,6/3,15 КУПНА-83- 39А2У1 КУПНА-700- 79А2-ХЛ1
ТМЭ-1000/10- 72-У 1,6/3,15 ТМЭ-1000/10-75- ХЛ 1,6/3,15 — —
— — КУПНА83-49А2У1 КУПНА700- 79АЗХЛ1
— ТМПН 160/3- 73ХЛ1 — ШГС5805- 49БЗХЛ31
500
Рис. 9.10. Оборудование устья скважины (а) и колонная головка (б):
а: 1 — корпус; 2 — патрубок с фланцем; 3 — подвесной фланец; 4 —
полукольцо 5— прокладка; 6 ~ вкладыш, 7— фланец нажимной; 8 —
болт; 9 — шпилька; 10 — узел диафрагмы; И — уплотнитель; б: 1 —
корпус; 2 — фланец нажимной; 3 — уплотнитель; 4 — разрезное коль-
цо; 5 — упорное кольцо; 6 — корпус сальника; 7 — полиэтиленовый
сальник; 8 — нажимная гайка; 9 — подвесной фланец; 10— нажимное
кольцо; 11 — стяжная шпилька; 12 — уплотнительная манжета
501
Оборудование устья скважины предназначено для подвесу
погружного агрегата и водоподъемной колонны труб, гермети-
зации обсадной колонны скважины или шурфа.
Оборудование устья скважины для установок типа УЭЦП и
для добычи пластовых вод показано на рис. 9.10, а; колонная
головка установок УЭЦПК представлена на рис. 9.10, б.
Конструкция головки колонной установки типа УЭЦПК по-
зволяет использфвй¥ь установки при последовательной работе
наггосов с целъаадоднятия давления нагнетания до 28 МПа.
9.1.2.3. Устьевое и скважинное оборудование
системы ППД
Эта арматура предназначена для герметизации устья нагнета-
тельных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для
выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по улуч-
шению приемистости пласта и исследовательских работ, осуще-
ствляемых без прекращения закачки.
Основные части арматуры — трубная головка и елка.
Елка служит для закачки жидкости через колонну насосно-
компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройни-
ка, боковых задвижек и обратного клапана.
Трубная головка предназначена для герметизации затрубного
пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб
и проведения некоторых технологических операций, исследова-
тельских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задви-
жек и быстросборного соединения.
Для оборудования устья нагнетательных скважин применяет-
ся арматура типов АНК1-65х210 и АНК1-65x350 (рис. 9.11).
В качестве запорного устройства в арматуре используется
прямоточная задвижка типа ЗМС1. Детали затвора, шпиндель
(шток) и уплотнительная прокладка фланцевых соединений из-
готовлены из коррозионностойкой стали. В остальном детали
задвижки и арматуры унифицированы с соответствующими де-
талями задвижки и фонтанной арматуры.
Обратный клапан, установленный на боковом отводе елки,
служит для исключения возможности обратного перетока жид-
кости из скважины при временном прекращении нагнетания или
повреждения водовода. Обратный клапан состоит из корпуса,
502
Рис. 9.11. Устьевая арматура типа АНК1 для нагнетательных скважин:
I — трубная головка; 2 — быстросборное соединение; 3 — разделитель
под манометр; 4 — задвижка ЗМС1; 5 — обратный клапан
седла, хлопушки, двух возвратных пружин и переводного флан-
ца, с помощью которого клапан присоединяется к задвижке на
боковом отводе елки. Под действием потока жидкости, закачи-
ваемой в скважину, хлопушка обратного клапана поворачивает-
ся на оси, скручивая пружины. В случае прекращения закачки
или при повреждении водовода поток жидкости из скважины и
возвратные пружины возвращают хлопушку в исходное положе-
ние, и она, прижимаясь уплотнительной поверхностью к седлу
клапана, перекрывает поток жидкости.
503
На отводе трубной головки арматуры устанавливают быстро-
сборное соединение, предназначенное для подключения нагне-
тательной линии к затрубному пространству при проведении
ремонтных и профилактических работ (промывки скважины
мероприятий по увеличению приемистости скважины и др.).
Для предотвращения нарушений показаний манометров, выз-
ванных засорением отводов, в арматуре предусмотрены разде-
лители п.од маном^ры.
4 МодификаийГарматуры типа АНК 1-65x21 — малогабаритная
арматура пшГгАИК-65х21 с прямоточными задвижками типа ЗМ.
Технические характеристики устьевых арматур для нагнета-
тельных скважин приведены ниже.
АНК1-65х21 АНК1-ЗДх35 АНК-б5х21
Условный проход ствола
и боковых отводов, мм....... 65........... 65 .........65
Давление, МПа:
рабочее.................21............35............21
пробное.................42............ 70 ..........42
Скважинная среда — Коррозионная (вода техническая, сточная неф-
тепромысловая и морская с содержанием механических примесей не более
25 мг/л, размером твердых частиц не более 0,1 мм)
Запорное устройство —
прямоточная задвижка.......ЗМС1 .......ЗМС1 ...........ЗМ
Габаритные размеры, мм:
длина.................. 1600......... 1780 .........1075
ширина................. 635.......... 820 ..........680
высота................. 2130......... 2310 ......... 1195
Масса арматуры, кг......... 743...........962 .........580
Скважинное оборудование системы ППД включает в себя
колонну НКТ необходимого сортамента и пакер, который обес-
печивает разгрузку обсадной колонны от избыточного давления
закачиваемой воды. Одновременно уменьшается коррозионное
и эрозионное воздействие потока воды на обсадные трубы. Для
облегчения демонтажа пакерного устройства при проведении
подземного ремонта рекомендуется применять пакеры рукавные,
которые автоматически уменьшают свой диаметральный габа-
рит при снижении давления во внутреннем канале колонны НКТ.
504
V ,9.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАКАЧКИ
. ГАЗА В ПЛАСТ
•л* -
Как было указано ранее, для поддержания пластового дав-
ления должен использоваться природный или попутный осу-
шенный (отбензиненный) газ. Практически вся система подго-
товки и закачки газа для поддержания пластового давления имеет
тот же состав, что и комплекс для компрессорного газлифта
(см. Часть 1. Раздел 4. Эксплуатация скважин газлифтным спо-
собом). Единственным отличием является упрощение скважин-
ного оборудования. Вместо сложного оборудования типа Л ЛП,
ЛН) применяется упрощенная схема с однорядным лифтом из
НКТ в сочетании с пакером, воспринимающим перепад давле-
ния «снизу вверх». Пакер обеспечивает защиту обсадной ко-
лонны от воздействия высокого давления закачиваемого в пласт
газа.
В связи с запретом использования воздуха для закачки в про-
дуктивные пласты в различных нефтяных компаниях ведутся
работы по применению различных негорючих или инертных га-
зовых смесей.
Среди этих работ необходимо отметить применение азота для
поддержания пластового давления. Закачка азота в нагнетатель-
ные скважины производится мобильными или транспортабель-
ными компрессорами (см. раздел 4.16. Компрессоры для газ-
лифтной добычи нефти и раздел 2.2.2. Оборудование для освое-
ния скважин компрессорным способом. Часть 1). Азот получа-
ют из атмосферного воздуха на кислородных стационарных или
мобильных станциях и поставляют к компрессорным станциям
в газовых баллонах. Другим прогрессивным способом получе-
ния азота из воздуха являются мембранные технологии, при ко-
торых через многослойные мембраны происходит избиратель-
ный перенос определенных веществ, например — азота. Полу-
ченный азот поступает непосредственно на прием компрессора,
используемого для ППД.
505
Рис. 9.12. Классификация оборудования для теплового воздействия на пласт
Оборудование для подготовки воды —
Оборудование для нагрева воды или образования пара —
Оборудование для нагнетания теплоносителя в пласт —
Оборудование теплотрассы, устья скважины и внутрискважинное оборудование —
Оборудование ствола нагнетательных скважин —
Установки электропрогрева призабойной зоны
Оборудование для подачи
окислителя в пласт Оборудование
Оборудование для осуществ- для внутри-
ления начала горения пластового
горения
Оборудование для доставки реагентов
Оборудование
Оборудование для закачки для введения
реагентов в пласт реагента
Оборудование для подъема воды на поверхность в пласт
Оборудование для нагнетания — При подъеме
воды в пласт
Оборудование теплотрассы, ИА Hd 11СП5С|_7А —
ность
устья скважины и внутри-
скважинное
Оборудование стволов скважин При внутри-
скважинной
Скважинное перепускное или
насосное оборудование перекачке
s
ti
о
и
о
о
Sc
w
s
s
3
ь
3
та
s
ta
о
o>
s
s
5
О
§
о
9.3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТЕРМИЧЕСКОГО
И ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
Применяются тепловое воздействие на призабойную зону
пласта, вытеснение нефти тепловым агентом и поддержание тем-
пературы пласта при поддержании пластового давления.
Тепловое воздействие на призабойную зону осуществляется
паром, горячей водой и нагревателями (в основном электричес-
кими). Созданы мощные парогенераторы, водогрейные установки
и установки для электропрогрева призабойной зоны пласта.
Для вытеснения нефти тепловым агентом созданы мощные
стационарные водогрейные установки, используются мощные
оторочки с повышенной температурой, проталкиваемые холод-
ной водой, как при обычной системе поддержания пластового
давления, используется внутрипластовое горение. Для различ-
ных методов теплового воздействия в некоторых случаях приме-
няется идентичное оборудование.
На рис. 9.12 показана классификация оборудования для теп-
лового воздействия на пласт.
9.3.1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ И НАГНЕТАНИЯ
В ПЛАСТ ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ И ПАРА
Наиболее часто применяемое оборудование для подготовки и
нагнетания в пласт горячей воды и пара состоит из установок
подготовки воды, нагрева ее до высокой температуры или до
состояния пара, оборудования для нагнетания теплоносителя в
скважину, оборудования ствола скважины колонной НКТ и иног-
да пакером. В некоторых случаях требуется специальная подго-
товка ствола скважины для сохранения его герметичности при
подаче к пласту теплоносителя.
Разработано оборудование для подогрева воды пламенем,
погруженным под уровень воды, созданы и применяются назем-
ные, устьевые и внутрискважинные парогенераторы.
9.3.1.1. Оборудование для нагрева воды
и нагнетания теплоносителя
Вода для нагрева ее в водогрейных или парогенераторных
установках освобождается от солей кальция и магния, раство-
ренных в ней кислорода и углекислого газа, от масла и доводит-
ся до определенной щелочности.
507
Соли кальция и магния выпадают при нагреве в осадок и
образуют слой накипи на теплопередающих стенках труб в во-
догрейных и парогенераторных установках. При этом резко ухуд-
шаются коэффициент теплопередачи и процесс нагрева воды.
Содержание солей этих веществ определяет жесткость воды.
Общая жесткость воды состоит из карбонатной жесткости (на-
личие бикарбонатов Са (НСО3)3 и Mg (НСО3)2) и некарбонатной
жесткости (наличие сульфатов и хлоридов CaSO4, MgSO4, CaCI2,
MgCl2). Общая жесткость воды выражается в молях на 1 кг
воды' (моль/кг)? Общая жесткость не должна превышать 0,015—
0,5 моль/кг в зависимости от типа водогрейных и парогенера-
торных установок. Кислород и углекислый газ вызывают кор-
розию стенок трубопроводов. Содержание растворенного в воде
кислорода должно быть менее 0,03—0,1 мг-экв/кг (также в за-
висимости от типа установок). Масла должно быть не больше
3—5 мг/кг (в зависимости от типа установки). Относительная ще-
лочность не должна превышать 20%. Как известно, нейтральная
среда характеризуется показателем pH = 7, а щелочная — pH >7.
Обычно установка подготовки воды состоит из катионито-
вых и механических фильтров и вспомогательного оборудования.
В катионитовых фильтрах происходит замена накипеобразую-
щих катионов кальция и магния на ненакипеобразующие кати-
оны натрия, содержащиеся в катионитовых материалах. В каче-
стве катионитового материала применяют сульфоуголь, глауко-
нит и синтетические смолы. Наиболее распространен сульфоу-
голь, который получают обработкой бурого или каменного угля
крепкой серной кислотой. Сульфоуголь получают с размером
зерен 0,3—1,2 мм и емкостью поглощения 300 моль/кг. Катион-
ный материал может насыщаться обменными катионами натрия,
водорода и аммония. Когда у катионитового материала наступа-
ет предел поглощения накипеобразующих материалов, его мож-
но подвергнуть регенерации для восстановления его поглощаю-
щих свойств.
Проведение Na-катионирования приводит к повышенной
щелочности, а также к образованию углекислого газа (СО2). Это
оказывает коррозионное действие на металл установок. Поэто-
му Na-катионирование применяется при определенной щелоч-
ности исходной воды. Применяют также совместное катиони-
рование Na и Н. Н-катионирование дает увеличение кислотно-
508
сти воды, и, таким образом, при H-Na-катионировании проис-
ходит нейтрализация умягченной воды. При Na-катионирова-
нии можно добавлять в воду сульфат аммония (NH4)2SO4. Он
под действием высокой температуры разлагается, и при этом
аммиак уходит с паром, а серная кислота нейтрализует щелочь.
Регенерация катионитового материала осуществляется 6—8%
ным раствором поваренной соли, пропускаемым через него.
Концентрированные водные растворы хлоридов кальция и
магния, а также избыток соляного раствора удаляются в канали-
зационную сеть при отмывке.
На парогенераторной установке (рис. 9.13) исходная вода
подается из бака 1 насосом 77 в фильтр 4, в котором происходит
осветление воды. Осветленная вода далее поступает в катиони-
товые фильтры 5 и 6, которые могут работать последовательно
или параллельно. От этих фильтров подготовленная вода посту-
пает в бак умягченной воды 3. В фильтрах имеются многоходо-
вые краны 10, позволяющие включать установку на рабочий ре-
жим, регенерацию катионитовых фильтров, отмывку и взрыхле-
ние катионитового материала струями воды. В системе подго-
товки воды имеются баки с солью 7 для регенерации катионита
в фильтрах, вспомогательные мерные баки 9, бак с регулятором
уровня 8 и вспомогательный насос 2.
Механический фильтр — это стальной цилиндрический бак
диаметром 700 мм и высотой 1850 мм. Он рассчитан на давление
0,6 МПа. Верхнее днище корпуса сферическое, нижнее — плос-
кое, имеющее два скоса. В верхней части расположен подвод
исходной воды, внизу — дренажная система из двух труб, к ко-
торым приварены штуцеры из нержавеющей стали. Скосы у дни-
ща параллельны дренажным трубам. Фильтр заполняется обыч-
но дробленым антрацитом, а при повышенной мутности освет-
ляемой воды — внизу, на 450 мм высоты, кварцем с зернами
размером 0,5—1 мм, а выше (тоже 450 мм) антрацитом с зерна-
ми размером 0,5—1,5 мм.
Катионитовый фильтр — такой же цилиндр диаметром 700 мм,
высотой 2850 мм. Днища такие же, как и у механического филь-
тра. Вверху имеются две трубы распределительного устройства,
через которые подается обрабатываемая вода. Внизу через две
дренажные трубы вода отбирается. Катионит загружается на
высоту около 1,5 м. Над катионитом воздушная подушка обыч-
509
Рис. 9.13. Схема подготовки воды парогенераторной установкой
но занимает около 750 мм. Это пространство позволяет катио-
ниту расширяться при его взрыхлении.
Для нагрева воды и нагнетания теплоносителя применяются
передвижные и стационарные парогенераторные и водогрейные
установки.
Стационарные установки в СНГ применяются в Республике
Коми, Башкирии, Татарии, Казахстане и в других районах. Это
обычные водогрейные стационарные котельные и специальные
установки с оригинальными узлами подготовки и нагнетания
горячей воды. Эти установки подогревают воду до 100—200 °C
при давлении нагнетания 8—12 МПа.
Наиболее интересна водогрейная установка, которая была
построена на месторождении Узень в объединении «Ман-
гышлакнефть» по инициативе МИНХиГП (РГУ нефти и газа)
им. И.М. Губкина. В этой установке использовалась морская
вода Каспийского моря. Она отличается высокой минерализа-
510
ией. В участке подготовки воды этой установки использова-
лась оригинальная система умягчения от систем опреснителей,
используемых в г. Шевченко (Актау) для получения пресной пи-
тьевой и технической воды. В этой системе в нагреваемую воду
вводят мелкозернистый порошок, на котором агрегируется на-
кипь. Вода подогревается паром от котла ПТВМ-100, который
работает на очищенной воде в замкнутом цикле. Подогретая вода
смешивается с исходной водой и имеет температуру перед на-
гнетанием 103 °C. В разводящую сеть горячая вода нагнетается
центробежными насосами ПЭ-160, рассчитанными на подачу
воды с высокой температурой и давлением до 16 МПа. Общая
проектная пропускная способность установки 15000 м3/сут го-
рячей воды.
Широко применяются на промыслах стационарные и пере-
движные парогенераторные установки, имеющие блоки подго-
товки воды и парогенераторные блоки. Они рассчитаны на уста-
новку в одном месте на 1—3 года и обработку за это время близ-
расположенных скважин. После этого их можно транспортиро-
вать на новое место. Блоки имеют габариты в плане 6—12 м в
длину и 3—4 м в ширину при массе 10—20 т (табл. 9.10). Макси-
мальная температура пара, подаваемого установками, составля-
ет 320 °C, за исключением установки на подачу 75 м3/ч, у кото-
рой температура пара достигает 440 °C.
Рассмотрим одну из этих установок (см. табл. 9.10). Установ-
ка УПГГ-9/120М имеет два блока — парогенераторный и водо-
подготовительный. Имеется также бак запасной умягченной воды.
Парогенераторный блок имеет прямоточный котел. Паропро-
изводительность установки составляет 9 т/ч при парогенерато-
ре, дающем 10 т/ч. Часть пара идет на собственные нужды уста-
новки. Рабочее давление составляет 5,9—11,8 МПа, максималь-
ная температура пара на выходе установки 324 °C, сухость пара
80%, температура питательной воды на входе в парогенератор —
80 °C. Основное топливо парогенератора — природный или не-
фтяной(попутный) газ. Расход топлива — 800 кг/ч. Массы бло-
ков установки — по 20 т.
Исходная вода подается в парогенераторную установку
(рис. 9.14) с давлением не менее 0,05 МПа. В зимнее время она
подается через подогреватель 1 в бак исходной воды 2. Темпера-
тура воды после подогревателя составляет 20—25 °C. Из резерву-
511
Параметры парогенераторных установок
Таблица 9.10
Шифр установки Подача пара, т/сут Пределы давления, МПа Исходная вода Топливо Вид поставки
ППГУ-4/120М 96 5,9-11,8 Пресная Нефть, газ ч > Блочная, ‘.'^передвижная
УПГ-9/120 216 5,9-11,8 Пресная Нефть, газ ^точная, ' передвижная
УПГГ-9/120М 216 5,9-11,8 Пресная Нефть, газ Блочная, передвижная
УПГМ-9/120 216 5,9-11,8 Морская, или артезианская, высокоминерализованная Нефть, газ Блочная, транспортабельная
У-20* 480 4,9—9,8 Пресная Нефть, газ Блочная передвижная
У-40* 960 7,8-15,7 Пресная Нефть, газ Блочная, транспортабельная
У-60* 1440 2,9-5,9 Пресная Нефть, газ Блочная, транспортабельная
У-75* 1600 1,9-3,9 Пресная Нефть, газ Блоки для монтажа в здании
У-4* 96 4,9-9,8 Пресная Жидкое топливо На автомашине
Звездочкой обозначены установки, не имеющие узаконенного шифра
У — установка; число — подача в т/ч.
Рис. 9.14. Схема парогенератор ной установки УПГГ-9/120М
ара вода насосом 3 с подачей 20 м3/ч и давлением 0,5 МПа пода-
ется в механический фильтр 4 блока подготовки воды. В этой
установке механический фильтр имеет диаметр 1400 мм, высоту
2510 мм. Он загружен на высоту до 900 мм измельченным антра-
цитом с зернами размером 0,5—1 мм. Отмывку фильтра прово-
дят один раз в смену.
Далее вода поступает на натрийкатионитовые фильтры 5 и 6
и из них — в резервуар умягченной воды 7. Здесь она подогрева-
ется острым паром до 70—80 °C для химического обессоливания
и удаления углекислого газа. Химические реагенты (сульфит
натрия Na2SO4 и водный раствор аммиака NH4OH) подаются
дозировочным насосом 5 (насос НД-25/40 с подачей 0,025 м3/ч
и давлением до 4 МПа) из резервуара 9. Подготовленная вода
идет в подпорный насос 10 и затем в питательный насос II (на-
сос ПТ 10/160 с подачей 10 м3/ч и давлением 16 МПа). Пита-
тельный насос подает воду в прямоточный котел. Около насоса
имеется клапан 12 для регулировки объема подаваемой в котел
воды. Дутьевой вентилятор 13 нагнетает в котел воздух, а топ-
33 Ив
513
ливная система 14 подает топливо. Котел 15 прямоточный с
шестью последовательно соединенными змеевиками, где вода
нагревается и переходит в пар. На выходе котла стоит предохра-
нительный клапан 16. Пар проходит через влагомер 77, далее
через центробежный сепаратор, отделяющий пар от воды, и че-
рез приборы замера количества пара и воды. Часть воды прохо-
дит через дроссельный клапан 18 мимо предохранительного кла-
пана 19 на подогреватель исходной воды 1. Основная масса пара
и «асть отсепарвдаЙЙанной воды поступают через регулирующий
ктйТпан 20 к скважинам.
Интересны установки устьевых и внутрискважинных парога-
зогенераторов. Одна из установок устьевого парогазогенератора
НПГТ-10/6 разработана Уфимским нефтяным институтом и
Уфимским авиационным институтом. В этой установке назем-
ное оборудование состоит из газового и воздушного компрессо-
ров, насоса, подающего воду, коммуникаций и приборов запус-
ка, контроля и управления процессом. Топливом служит при-
родный газ, окислителем — воздух.
Собственно парогазогенератор устанавливается на устьевой
арматуре. Он состоит из трех камер сгорания и камеры дожита,
на выходе из которой в горячие газы впрыскивается вода. Паро-
газовая смесь (38 % азота, 7 % углекислого газа и 55% водяного
пара) по НКТ поступает к пласту. Пропускная способность по
парогазу 10-103 кг/ч при давлении нагнетания 6 МПа. Темпера-
тура смеси регулируется от 400 до 650 К. Допустимая глубина
скважины — до 400 м.
Скважинные парогазогенераторы генерируют теплоноситель
у забоя скважины. В этом случае колонна труб не нагревается.
Состав и параметры парогазовой смеси примерно те же, что и у
устьевого парогазогенератора. Глубина обрабатываемых скважин
в этом случае больше, до 1200 м.
Водогрейные установки могут быть подобны описанным па-
рогенераторным установкам, иметь блоки подготовки воды и
подогрева ее. Водогрейные установки нагревают воду до 100 °C
(см. описание стационарной установки на месторождении Узень)
или до 200—300 °C. По исполнению они могут быть стационар-
ными и передвижными.
Кроме наземных запроектированы установки погружного го-
рения, позволяющие исключить систему подготовки воды. Ко-
514
тел установки заполнен подогреваемой водой. Под уровень воды
опущены горелки, к которым подаются воздух и газ. При под-
водном горении теплота передается непосредственно от пламени
к воде. При этом выпадение накипи не влияет на теплопередачу.
Подогретая вода подается насосом к механическим фильтрам и к
скважинам. Вода в таком аппарате нагревается до 150 °C.
Недостаток подобного подогрева — большое количество уг-
лекислого газа, выделяющегося при нем. Применение таких во-
догрейных установок ограниченно.
На некоторых месторождениях может применяться закачка в
пласт термальных вод, поднимаемых бескомпрессорным газлиф-
том. В этом случае вода имеет температуру 50—60 °C и способна
только поддержать температуру в нефтеносном пласте.
9.3.1.2. Оборудование теплотрассы, устья скважины
д и внутрискважинное оборудование
От водогрейных установок и парогенераторов к скважинам
идет теплотрасса. При прокладке труб по поверхности они по-
крываются тепловой изоляцией так, чтобы температура на по-
верхности теплоизоляции была не больше 40 °C. Теплопровод
должен иметь закрепления (якоря) на определенном расстоянии
друг от друга и на каждом таком участке компенсатор удлине-
ний, выполняемый в виде П-образного участка, в котором допу-
стима некоторая деформация, сближение ножек. К ним подсое-
динены участки трубопровода, удлиняющиеся при нагреве теп-
лоносителем. Величина деформации определяется исходя из до-
пустимых напряжений изгиба в П-образном участке.
При прокладке в траншее трубопровод также защищается теп-
лоизоляцией, каналом из кирпичей или блоков и засыпается
песком. Верхняя часть траншеи должна иметь изолятор, предох-
раняющей теплопровод от влаги. Теплопровод должен иметь
компенсаторы удлинений, которые устраиваются так же, как и у
поверхностного трубопровода. П-образные участки труб разме-
щаются в заглубленных свободных приямках на уровне прокладки
самой теплотрассы.
У скважины теплопровод соединяется с оборудованием устья
Шарнирным соединением, позволяющим оборудованию устья
перемещаться в вертикальном направлении (рис. 9.15). Верти-
515
Рис. 9.15. Схема оборудования скважины
при закачке пара в пласт:
1 — задвижка; 2 — тройник; 3 — шар.
нирное соединение; 4 — устьевой саль-
ник; 5 — манометр; 6 — крестовина-
7 — вентиль; 8 — буфер; 9 — колонный
сальник; 10 — корпус колонной голов-
ки; 11 — НКТ; 12 — колонна обсадных
труб; 13 — кондуктор; 14 — телескопи-
ческое устройство; 15 — якорь; 16 — па-
кер; 17 — фланец
кальное перемещение оборудова-
ния устья обусловлено нагревом
и удлинением обсадной колонны
(ее свободной части) и НКТ при
их заякоривании внизу. Шарнир-
ное соединение позволяет компен-
сировать перемещение до 4,5 м.
Насосно-компрессорные и обсад-
ные трубы на устье пропущены
через сальники.
В нижней части рис. 9.15 по-
казаны три варианта оборудова-
ния забоя скважины (см. рис. 9.15,
г—ё). Первый вариант с установ-
кой только пакера со шлипсовым захватом об обсадные трубы
(см. рис. 9.15, г), второй — с таким же пакером и с якорем (см.
рис. 9.15, д). В этих случаях удлинение НКТ вызывает верти-
кальное перемещение на устье места подсоединения шарнира.
Третий вариант, кроме того, имеет и компенсатор удлинений
НКТ (см. рис. 9.15, е). В этом случае удлинение НКТ компенси-
руется этим телескопическим устройством и на устье НКТ не
перемещаются относительно обсадной колонны. Но сама обсад-
ная колонна - может при нагреве подниматься. В результате на-
добность в шарнирном соединении не отпадает. Компенсатор
удлинений имеет между своими телескопическими трубами уп-
лотнение из асбестовых колец, пропитанных графитом и тепло-
стойкой резиной.
516
Арматура устья при обработке пласта паром выполняется с
задВижками, у которых сальниковые уплотнения выполнены
также из теплостойких колец. Колонная головка в этом случае
(рис. 9.16) имеет сальниковое уплотнение 4, через которое про-
ходит обсадная эксплуатационная колонна. Поджимать мягкое
сальниковое уплотнение можно сверху грундбуксой 2, а снизу
винтами 7, которые при их ввинчивании поднимают грундбук-
су 6 и нижнюю часть уплотнения. При зажиме нижней части
уплотнения можно сменить его верхнюю часть. Рабочее давле-
ние, на которое рассчитана колонная головка, составляет 4 МПа;
температура в заколонном пространстве — до 150 °C. Колонные
головки выпускаются для эксплуатационных колонн диаметром
146 и 168 мм.
Для уменьшения охлаждения теплоносителя и нагрева обсад-
ной колонны НКТ обычно спускаются в скважину с пакером.
Затрубное пространство, таким образом, герметизируется, из него
в процессе подачи теплоносителя испаряется жидкость, и за-
полненное газом или воздухом
теплоизолятором. Предложе-
ны и используются НКТ спе-
циальной конструкции(так на-
зываемые «термокейсы») с .
двойной металлической обо-
лочкой и теплоизоляционным
слоем между ними. Такие тру-
бы снижают тепловые потери
в 5,5 раза.
Рис. 9.16. Схема колонной головки:
1 — шпилька грундбуксы; 2 — верх-
няя грундбукса; 3 — верхний корпус;
4 — сальниковая набивка; 5 — об-
ратный клапан для подачи смазки
или уплотняющего агента к сальнику;
6 — нижняя грундбукса; 7 — винт;
8 — втулка для зажима уплотнения
винта; 9 — обсадная колонна; 10 —
нижний корпус; 11 — переводник, или
обсадная колонна
пространство служит лучшим
517
Подобные конструкции термоизолированных труб выпуска-
ют некоторые фирмы в Канаде, США и в России (ООО «Ду.
КОЙЛ-КОМИ», г. Усинск, ОАО М3 «Нефтетерммаш», г. Крас-
нодар, ООО «Промысловое оборудование» г. Ижевск). Техни-
ческие характеристики термоизолированных труб разных про-
изводителей представлена в табл. 9.11.
* . Таблица 9.11
v - Термоизолированные трубы
Производитель Поставщик Типоразмер
«OTSI» - США «AMERITEX» - США Термокейс — 4 1/2" х 2 7/8"(114 ммх73 мм)
ДОАО «Нефтетерммаш» — г. Краснодар ДОАО «Нефтетерммаш» — Краснодар ТТ73/114—350ТМ
ООО СП «Аксельсон— Кубань», г. Краснодар ООО СП «Аксельсон — Кубань», г. Краснодар ТК114-73-350
ОАО «Удмуртнефть» — ООО «Промысловое оборудование», г. Ижевск ОАО «Удмуртнефть» — ООО «Промысловое оборудование» г. Ижевск Термокейс — 3 1/2" х 2 % ”
ЦБПО ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ЦБПО ТНКТ 114x73
Термоизолированные трубы предназначены для закачки в
пласт пара с температурой 3500 С. Из представленных выше
труб только в трубах ижевского производства используют в ка-
честве термоизоляции теплоизоляционные материалы, осталь-
ные трубы вакуумированью. Трубы имеют следующую конст-
рукцию. Свариваются две трубы НКТ 73x5,5 и 114x7 и из внут-
ренней полости откачивается воздух Подготовка труб : мойка,
дробеструйная обработка, химическая пассивировка поверхнос-
ти. На внутреннюю трубу (НКТ 73 х 5,5) наносится изоляция в
пять слоев. Первый слой — 14мкм фольга, затем стекловолокно,
а затем стеклоткань, которая закрепляется проволокой. Кроме
того, на внутренней поверхности стекловолокна закрепляются
518
таблетки для поглощения паров и газов, образующихся при сварке
труб. Сварка производится при нагреве трубы до 350 °C. Про-
парка перед сваркой проводится при температуре около 600 °C.
Сварка после подготовки труб должна производиться не позднее
30 мин. Затем через клапан, установленный на наружной трубе,
производится вакуумирование до 10'4 Па. После определенной
выдержки проверяется герметичность швов, клапан заваривают
и производится испытание на теплопередачу. Внутри трубы на-
греваются до Т = 350 °C, а на наружной поверхности температу-
ра должна быть не более 55—90 °C (для разных производителей).
Если наружная температура превышает установленную, то про-
изводится повторное вакуумирование и испытание термокейса.
При подаче теплоносителя в скважину нагреваются колонны
НКТ, обсадные колонны, цементные кольца и порода. При за-
качке высокотемпературных теплоносителей происходит изме-
нение свойств стали и деформация труб и других элементов строла
скважины (цементного кольца и породы). При закреплении труб
цементом в свободной части колонн тепловая деформация эле-
ментов ствола скважины приводит к повышению напряжений в
этих элементах.
Нагрев стали труб приводит к изменению ее предела текуче-
сти (рис. 9.17).
Как видно из рис. 9.1т, при нагреве до 300 °C снижение преде-
ла текучести значительно, особенно у наиболее прочных сталей.
Для изготовления труб нефтяного сортамента в МИНХиГП
(РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) на кафедре конструкци-
онных материалов и коррозии под руководством Г. К. Шрейбе-
ра и Н.Н. Ефремова была предложена сталь марки 16ХГТА. Не-
большое содержание легирующих элементов делает сталь дос-
тупной для широкого потребления, и в то же время ее свойства
наиболее полно удовлетворяют требованиям нефтяной промыш-
ленности.
Если сравнить эту сталь со сталями, близкими по прочности
(стали группы прочности Д и сталь марки 36Г2С), то снижение
пределов прочности и текучести у такой стали значительно мень-
ше. При увеличении температуры от 20 до 400 °C предел текуче-
сти стали группы прочности Д и стали марки 36Г2С снижается
примерно на 31%. Соответствующий предел у стали марки
16ХГТА снижается только на 7,3%.
519
Рис. 9.17. Изменение предела текучести при нагреве стали труб:
Группа прочности: 7 — М;2 — Е;5 — Д
При выборе труб и марок материала надо также учитывать
возможность создания значительных предварительных напряже-
ний в колонне, в частности, при закреплении труб цементом в
растянутом состоянии. При этом материал и толщину стенок
труб подбирают дифференцирование по высоте.
Предварительное натяжение колонны обсадных труб до их
закрепления цементным раствором осуществляется для сниже-
ния напряжений в них при нагреве. При нагреве труб, закреп-
ленных цементом, они не могут удлиняться от нагрева и в их
теле растут напряжения осевого сжатия. Эти напряжения, если
не применять предварительное растяжение, могут достигать ве-
личин, опасных для прочности труб. Предварительное растяже-
ние труб создает в них напряжения растяжения. По мере нагре-
ва этих растянутых труб, закрепленных в цементе, напряжения
растяжения уменьшаются, доходят до нуля и лишь потом начи-
нают расти напряжения осевого сжатия. Таким образом, конеч-
ные напряжения сжатия можно довести почти до нуля.
Такая технология заканчивания скважин бурением была осу-
ществлена в Советском Союзе впервые на Узеньском месторож-
520
пении по рекомендации МИНХиГП им. И.М. Губкина. Сква-
жины предназначались для подачи в пласт теплоносителя. Мно-
голетний опыт эксплуатации этих скважин показал рациональ-
ность подготовки скважин таким образом.
При неглубоких скважинах (несколько сот метров) иногда
рационально применять прогрев обсадной колонны при ее це-
ментировании. Этот предварительный нагрев удлиняет и рас-
ширяет ее и снижает нагрузки в теле труб при эксплуатации
скважины с подачей к пласту теплоносителя.
В пробуренных старых скважинах эти методы уже невозмож-
ны. Здесь приходится применять теплоизолированные НКТ,
другие методы теплоизоляции межтрубного пространства или
ограничивать температуру теплоносителя.
Прочность и плотность обсадной колонны значительно зави-
сят от качества резьбовых соединений труб. Периодическое теп-
ловое воздействие на резьбовое соединение труб может осла-
бить их затяжку, если предварительно не принять необходимых
мер. Прежде всего необходимо тщательно закрепить резьбу с
крутящим моментом, рекомендуемым, например, для газовых
скважин. При свинчивании резьбовых соединений обсадных труб
необходимо применять герметизирующие смазки. Для темпера-
тур нагрева колонны до 140—150 °C рекомендуются смазки Р-2
и УС-1. При температурах нагрева 200—300 °C необходимо при-
менять другие уплотнители резьб. В частности, можно использо-
вать способ повышения герметичности резьбовых соединений,
предложенный Т.Е. Еременко, Д.Ю. Мочернюком и А.В. Тищен-
ко. Он заключается в заполнении впадин последних контактных
витков внутренней резьбы слоем мягкого металла, постепенно
уменьшающегося по толщине в направлении входной части резь-
бового соединения. Этот слой металла создает радиальное и тор-
цевое уплотнение витков резьбы. Мягкий металл наносится на
трубной базе электрометаллизатором. Поверхность резьбы пред-
варительно очищают, обезжиривают и подогревают до 400 °C.
Рекомендуется применять трубы с трапецеидальной резьбой,
которая значительно увеличивает прочность соединения и при
необходимости позволяет увеличивать предварительное натяже-
ние колонн.
Существенный фактор, влияющий на выбор труб — возмож-
ная коррозия металла. Увеличенная температура, закачка с па-
521
ром воздуха, подача к пласту горячей, часто агрессивной воды и
напряженное состояние металла труб создают условия, интен-
сифицирующие процесс коррозии. Защита обсадных труб от
коррозии покрытиями еще недостаточно освоена, особенно слож-
но защищать от нее места соединения труб — торцов и откры-
той части резьбы. Пока фактор коррозии может учитываться
подбором более стойких марок сталей труб, увеличением тол-
щины стенки труб,^.-внесением ингибиторов в подаваемый в
скважину теплоноситель.
При повышений температуры закачиваемого теплоносителя
необходимо тщательно выбирать цементные смеси для тампо-
нажных работ, так как прочность, стойкость к воздействию воды
и проницаемость обычных портланд цементов в этих условиях
значительно снижаются. Высокопрочный портландцемент с со-
противлением на изгиб 6,4—5,9 МПа снижает свою прочность
до 4,1—3,7 МПа при температуре 130 °C. Поэтому для высоко-
температурных скважин рекомендуются специальные цементно-
песчаные смеси.
9.З.1.З. Оборудование для электрического
и огневого прогрева призабойной зоны скважины
Прогрев призабойной зоны пласта электронагревателями или
огневыми нагревателями проводится на скважинах периодичес-
ки в основном для расплавления парафино-смолистых соедине-
ний и увеличения проницаемости призабойной зоны. Продол-
жительность прогрева 5—7 сут при максимальной температуре
на забое 82—180 °C позволяет прогреть призабойную зону в ра-
диусе 0,8—1,35 м. По опытам применения прогрева, в частности
в Башкирии, эффект от такого прогрева (прирост дебита) ощу-
щается в течение 4—9 мес.
Применяются в основном электронагреватели и иногда огне-
вые подогреватели.
Электропрогрев применяется наиболее часто для очистк
призабойной зоны пласта от отложений смол и парафинов. Элек
троподогрев можно использовать также у приема скважинног
насоса для снижения вязкости откачиваемой жидкости. В пер-
вом случае периодические прогревы призабойной зоны сменя-
ются процессом отбора жидкости из пласта. Расплавленные при
522
прогреве парафиносмолистые вещества выносятся при отборе
жидкости. Это улучшает проницаемость призабойной зоны.
Во втором случае электронагреватель работает постоянно при
работе насоса.
Установка для электропрогрева призабойной зоны состоит из
скважинного нагревателя, кабеля-троса, подводящего энергию
к нагревателю, на котором подвешен нагреватель в скважине, и
поверхностного оборудования.
Скважинный трехфазный нагреватель
(рис. 9.18) составлен из трех трубчатых элект-
ронагревателей (ТЭН) U-образной формы.
ТЭНы заключены в перфорированный корпус.
Их верхняя часть находится в изолированной
герметичной головке. В этой части к нагрева-
телям подсоединяется кабель. Сами ТЭНы име-
ют спираль из проволоки высокого сопротив-
ления (константана или нихрома), заключен-
ную в стальную трубку диаметром 17 мм и изо-
лированную от нее спрессованной окисью маг-
ния. Окись магния не только хороший изолятор,
но и хороший теплопроводящий материал. При-
меняются ТЭНы мощностью от 3,5 до 8,33 кВт.
Нагреватели имеют мощность от 10 до 25 кВт.
Наружный диаметр нагревателей 112 и 76 мм.
Масса нагревателя диаметром 112 мм состав-
ляет 60 кг, а длина — 3700 мм. Температура
жидкости у нагревателя доходит до 100—200 °C.
В нижней части нагревателя имеется резьба
для подсоединения приборов. В частности,
можно подвесить карман для термометра.
Кабель-трос имеет три жилы для подвода
тока к нагревателю и три сигнальные жилы
для подключения приборов. Изоляция кабеля
Рис. 9.18. Схема скважинного электронагревателя:
1 — кабель-трос; 2 — ловильная головка; 3 — сальнико-
вый фланец; 4 — клеммная головка; 5 — трубчатые элек-
тронагреватели (ТЭН); 6 — кожух; 7 — муфта для уста-
новки приборов
523
теплостойкая, из фторопласта. Снаружи на кабель-трос навиты
два слоя грузонесущей проволоки. Навивка каждого слоя про-
волоки осуществлена в разном направлении так, чтобы кабель
не закручивался при приложении нагрузки к его оплетке.
Поверхностное оборудование размещено на автомашине и на
прицепе.
На автомашине располагается лебедка для спуска нагревате-
ля в скважину. Лебедка рассчитана на спуск до 1500 м кабель-
тр^ра диаметром^ мм. На этой же автомашине подвозят к сква-
жине мачту с'ручным приводом талевой системы для монтажа
нагревателя в скважину в начале его спуска.
На прицепе располагаются автотрансформатор и станция уп-
равления. Автотрансформатор необходим для компенсации сни-
жения напряжения в кабеле и подвода
к нагревателю рабочего напряжения (380 В). Станция управ-
ления служит для пуска и отключения нагревателя, для предох-
ранения установки от аварийных режимов и регистрации силы
тока и напряжения.
Автотрансформатор и станция управления используются от
установок ЭЦН.
В шифре установок для электропрогрева, например,
УЭС-1500-25А
приняты следующие обозначения: УЭС — установка электро-
прогрева скважин для спуска нагревателя; 1500 — глубина спус-
ка, м; 25 — максимальная мощность нагревателя, кВт; А —
конструктивное исполнение.
Огневой прогрев осуществляется сжиганием в стволе сква-
жины топлива при подаче окислителя-воздуха.
Установка для огневого подогрева состоит из компрессора
К-5 для подачи воздуха, дозировочного насоса ДН-150 для по-
дачи топлива (например, дизельного), забойного нагревателя,
состоящего из камеры сгорания и форкамеры и запального уст-
ройства.
Забойный нагреватель спускают в скважину на НКТ под уро-
вень жидкости на глубину подвески насоса, но так, чтобы давле-
ние над ним не превышало рабочего давления, развиваемого
компрессором. На устье к полости труб подсоединяют напор-
ные трубопроводы от компрессора и топливного насоса.
524
Топливно-воздушная смесь поступает по НКТ к камере сго-
оания. Для воспламенения горючей смеси в трубы на проволоке
спускают запальное устройство, имеющее ракетный патрон с
зарядом и запас бензина. У нагревателя от удара запального ус-
тройства о детали нагревателя или какого-либо ограничителя
копье-ударник бьет в капсюль ракетного патрона и одновремен-
но в диафрагму бензобачка. Бензин смешивается с закачивае-
мым воздухом, заряд ракеты воспламеняется и поджигает бен-
зиновоздушную смесь.
Пламя запального устройства проникает к форсунке-распы-
лителю нагревателя и воспламеняет закачиваемую топливно-воз-
душную смесь. Начинает работать огневой нагреватель.
На 1 кг топлива подается 17—20 м3 воздуха. Контроль за про-
цессом горения осуществляется по анализу содержания СО2 и
О2 а в дымовых газах, отбираемых из затрубного пространства.
Огневая обработка обычно длится 15—30 ч.
Имеются огневые нагреватели с запальной электросвечой.
В этом нагревателе по трубам также подается смесь топлива и
воздуха, но топливо здесь зажигается запальной электросвечой.
Энергия к свече подается по кабелю с поверхности.
Огневые подогреватели имеют тепловую мощность 5,8—23 кВт.
9.3.1.4. Оборудование для возбуждения
и поддержания внутри пластового горения
При внутрипластовом фронте горения в нефтесодержащем
пласте сгорают наиболее тяжелые компоненты нефти. Фронт
горения зажигается у скважины и затем продвигается к эксплу-
атационным скважинам. В зоне горения температура составляет
300—500 °C. Пласт прогревается перед фронтом горения, сни-
жая вязкость нефти, увеличивая проницаемость пласта.
Для обеспечения процесса внутрипластового горения необ-
ходимо оборудование для зажигания нефти в пласте и подачи к
месту горения окислителя.
Для поджога нефти в пласте иногда достаточно некоторое
время подавать в пласт окислитель — воздух или воздух, обога-
щенный кислородом. Иногда требуется повышение температу-
ры в скважине у забоя. В этом случае применяются электричес-
кие и огневые нагреватели.
525
Температура воспламенения нефти находится в пределах от
150 до 315 °C, а в некоторых случаях возможно возгорание не-
фти в пласте при 500 °C. Поэтому мощность подогревателей может
быть недостаточна, и тогда ее увеличивают до 40—70 кВт. Мощ-
ность можно увеличить соединением нескольких нагревателей
или применением более мощных подогревателей.
ТатНИИнефтемаш разработал горелку ГС-100/70, работаю'
щую с установкой инициирования горения УИГ-100/70 и с обо-^
рудо^нием внутрипластового горения ОВГ-2М. Горелка спус’
кается на НКТ. ВТгей имеются трубчатый электронагревателе
(ТЭН), камера сгорания и скважинный уплотнитель. Топлив<
(керосин или сжиженный пропан) подается по НКТ к ТЭН, ис
паряется, нагревается выше температуры самовоспламененш
паров и, смешиваясь с воздухом, воспламеняется. Воздух пода-
ется по межтрубному пространству. Теплопроизводительностт
горелки 420 тыс. кДж/ч, рабочее давление в скважине 7 МПа
Мощность запального устройства 2 кВт. Температура воздуха ]
смеси с продуктами сгорания за горелкой 300—800 °C.
Для инициирования и поддержания внутрипластового горе-
ния разработаны комплексы оборудования типа ОВГ. Оборудо-
вание предназначено для поджога пласта (для этого использует-
ся описанное выше оборудование), подачи к пласту окислителя-
воздуха и при «влажном» горении подачи к пласту воды.
Для подачи к пласту воздуха в установку ОВГ входит комп-
рессорная станция с Компрессорами типа 305ВП. Привод ком-
прессора осуществляется от синхронного электродвигателя типа
ДСК. Компрессорная станция имеет систему водяного охлажде-
ния цилиндров компрессора и воздуха с холодильниками и цен-
тробежными насосами. Вода охлаждается в аппаратах воздуш-
ного охлаждения. Для закачки воды в пласт применены порш-
невые насосы с электроприводом. Установки ОВГ имеются сле-
дующих типов: ОВГ-2М, ОВГ-3, ОВГ-4 и ОВГ-5. Ниже для при-
мера приведены параметры установки ОВГ-3.
Установка ОВГ-3 размещена в восьми блоках — шесть бло-
ков компрессорные, один насосный и один блок обслуживания.
В компрессорном блоке размещены компрессор с приводом,
система охлаждения, система контроля и управления. Аппараты
воздушного охлаждения установлены за пределами фургона.
Насосный блок имеет два отсека — для насосов системы охлаж-
526
Максимальное давление нагнетания
компрессором воздуха, МПа..................... 22
Максимальная подача компрессора
при нормальных условиях, м3/мин...........,....72
Мощность установки, кВт......................1700
Масса, т......................................224
Число компрессоров 305ВП-12/220.................6
Подача воды двумя насосами УН200-125, м3/сут..576
Максимальное давление нагнетания воды, МПа.....32
дения и для насосов подачи воды в пласт. Блок обслуживания
разделен на помещение для операторов и помещение для произ-
водства мелкого ремонта оборудования.
Прогрев призабойной зоны пласта электронагревателями или
огневыми нагревателями проводится на скважинах периодичес-
ки в основном для расплавления парафино-смолистых соедине-
ний и увеличения проницаемости призабойной зоны. Продол-
жительность прогрева 5—7 сут при максимальной температуре
на забое 82—180 °C позволяет прогреть призабойную зону в ра-
диусе 0,8—1,35 м. По опытам применения прогрева, в частности
в Башкирии, эффект от такого прогрева (прирост дебита) ощу-
щается в течение 4—9 мес.
Применяются в основном электронагреватели и иногда огне-
вые подогреватели.
Электропрогрев применяется наиболее часто для очистки при-
забойной зоны пласта от отложений смол и парафинов. Электропо-
догрев можно использовать также у приема скважинного насоса.
9.4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ХИМИЧЕСКОГО
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
9.4.1. КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА
И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
Многообразие условий формирования и строения залежей
нефти, технических особенностей проводки, крепления и эксп-
луатации скважин обусловливают применение многочисленных
композиционных составов на кислотной основе, технологичес-
ких схем и регламентов проведения этого вида воздействия.
527
Кислотное воздействие используется для:
— обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водо-
нагнетательных скважинах в период их освоения или вво-
да в эксплуатацию;
— обработки призабойной зоны этих скважин при повыше-
нии, (интенсификации) их производительности;
— очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образо-
ваний, обусловленных процессами добычи нефти и закач-
f ки воды; - .
очистки-фильтра в призабойной зоне скважин от образо-
ваний, обусловленных процессами ремонта скважин;
— удаления образований на обсадных колоннах и в подзем-
ном оборудовании, обусловленных процессами эксплуата-
ции скважин;
— инициирования других методов воздействия на призабой-
ную зону.
К базовым реагентам, используемым при кислотном воздей-
ствии, относятся соляная (хлористоводородная НС1) и плави-
ковая (фтористоводородная HF) кислоты. При освоении сква-
жин и Интенсификации притоков и закачки применяют также и
другие органические и неорганические кислоты, например —
уксусную.
К одним из основных признаков, определяющих выбор ре-
цептуры кислотного состава, относится химический состав по-
роды-коллектора. При этом карбонатные коллекторы, не содер-
жащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфа-
ты, соединения железа и др.), предпочтительно обрабатывать
соляной кислотой (см. табл. 9.18). Рабочую концентрацию соля-
нокислотного состава определяют с учетом:
— растворяющей способности и скоростей растворения по-
роды и нейтрализации кислоты в составе;
— коррозионной активности;
— эмульгирующей способности;
— способности образовывать осадки при смешивании с пла-
стовой водой;
— величиной пластового давления.
С увеличением концентрации соляной кислоты растворяю-
щая способность ее увеличивается, в то же время скорость ра-
створения при концентрациях более 22% снижается. Возраста-
528
юТ с увеличением концентрации кислоты и коррозионная ак-
тивность, и эмульгирующая способность, а также вероятность
выпадения солей в виде осадка при смешивании кислоты с пла-
стовой водой. Поэтому соляная кислота без добавок использует-
ся сравнительно редко, а на практике применяют композиции
кислотных растворов со специальными присадками; оптималь-
ная концентрация соляной кислоты принята равной 10—16%.
Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы пред-
почтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой кислота-
ми (табл. 9.12). При обработках сульфатосодержащих карбонат-
ных коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислот-
ные составы вводить присадки хлористого кальция или пова-
ренной соли, а также сульфатов калия и магния (табл. 9.12). Эти
присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих
коллекторов и предупреждают выпадение гипса или безводного
сернокислого кальция, а их доли по массе в растворе составляют
(в % вес.) соответственно:
Поваренная соль...................6—7
Хлористый кальций................5—10
Сульфат калия или магния..........3—7
В указанных целях целесообразно использовать пластовую воду
хлор-кальциевого типа с плотностью не менее 1,18 г/см3, раз-
бавляя ею концентрированную соляную кислоту до принятой
концентрации.
Земного оборудования, фильтра скважин, обсадных и насос-
но-компрессорных труб от кислотной коррозии используют ин-
гибиторы. В частности, для соляной и глинокислот в качестве
ингибиторов используют формалин, катапин, уротропин, уникод,
ингибиторы В-1 и В-2 и др. Реагентам, используемым в качестве
ингибиторов коррозии предъявляются следующие требования:
— эффективность ингибитора должна обеспечивать сниже-
ние скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых
концентрациях и невысокой стоимости;
— растворимость в используемых кислотах должна быть хо-
рошей; допускается только слабая замутненность раство-
ра, заметно не отражающаяся на фильтрации его; после
нейтрализации кислоты карбонатами ингибитор не дол-
жен выпадать в осадок (высаливаться);
529
34 Ив
— ингибитор или композиционные добавки, входящие в его
состав, не должны образовывать осадков с продуктами ре-
акции.
Поскольку нефтяные коллекторы по смачиваемости подраз-
деляются на гидрофобные и гидрофильные, поверхностно-ак-
тивные вещества-гидрофобизаторы при взаимодействии с кол-
лектором адсорби^ются на нем и покрывают поверхность по-
роды, снижая ШФщадь контакта и скорость нейтрализации кис-
лотного состава? тогда как гидрофилизаторы инициируют взаи-
модействие состава и породы. Адсорбция ПАВ-гидрофобизато-
ров на поверхности пород способствует и ограничению водо-
притоков в добывающие скважины. Изменение смачиваемости
пород при воздействии на них ПАВ используется также при пе-
реводе добывающих скважин в нагнетательные, для чего в при-
забойную зону перед пуском скважин под нагнетание закачива-
ют растворы поверхностно-активных веществ. Удельные объе-
мы закачки растворов изменяются от 0,5 до 5 м3/ м3, а концент-
рация ПАВ в растворе постепенно снижается от 0,3% до 0,1%.
Кислотные растворы, являясь электролитами, способствуют
при определенных условиях образованию в призабойной зоне
стойких эмульсий. Поэтому при содержании в нефти 2% и более
асфальтенов и свыше 6% силикагелевых смол в кислотные со-
ставы обязательно вводятся деэмульгаторы, в качестве которых
используются неионогенные ПАВ, например, ОП-Ю в количе-
стве 0,1—0,15% (весовых), или же другие деэмульгаторы, доза
которых определяется свойствами нефти и деэмульгатора. ПАВ
используется также и для повышения фильтрации кислотного
раствора или составов на кислотной основе и для предупрежде-
ния блокировки призабойной зоны продуктами реакции. В ука-
занных целях при кислотных обработках нефтедобывающих сква-
жин целесообразнее применять катионоактивные ПАВ (напри-
мер, катапин), которые понижают поверхностное натяжение на
границе фаз порода — отработанная кислота и гидрофобизиру-
ют породу, что способствует дополнительному приросту добычи
нефти. При отсутствии катионоактивных ПАВ для обработок
добывающих скважин можно применять и неионогенные ПАВ
типа ОП. Эффективность этих ПАВ меньше, так как, значи-
тельно снижая поверхностное натяжение, они не являются гид-
рофобизаторами пород.
530
Составы для освоения скважин и повышения их продуктивности [57]
Таблица 9.12
Реагент Категория скважин и особенности обработки Состав раствора Основные условия применения Основные свойства состава
1 2 3 4 5
1. Ингибированный солянокислотный раствор Добывающие и нагнетательные скважины; кислотные ванны и первичные внутрипластовые обработки 10—16% раствор НО и ингибитор Забойная температура до 60°С Растворяющая способность (PC): 1 м3 10% соляной кислоты растворяет 143,4 кг карбоната кальция, в 1 м3 16% — 236,3 кг. Скорость растворения мрамора при 20 °C в 10% соляной кислоте 6,03 г/м2 -°C). Скорость коррозии стали ст. 3 при t = 20 °C (СК2о) с добавкой 0,1% катапина А Скго = 0,32 г/(м2 • ч). Поверхностное натяжение на границе с очищенным керосином: рабочего раствора = 4,9 мН/м; отработанного раствора ор = 4,6 мН/м
2. Соляная кислота улучшенной фильтруемости Добывающие и нагнетательные скважины; внутрипластовые обработки 10—16% раствор НС1 +ПАВ гидрофобизатор для добывающих скважин, а для нагнетательных — гидрофилизатор. Содержание ПАВ 0,1—0,025% мае. Слабо- проницаемый коллектор, загрязненный минеральной взвесью PC ПО П. 1; СР..5 =2 г/(м3 • ч) в 10% соляной кислоте и 0,25% ОП-ЮСК25= 1,7 г/(м2 • ч) при тех же условиях; ар = 6,8 мН/м; ао = 7,9 мН/м
Продолжение табл. 9.12
532
*0
1 2 3 4 5
3. Газированная кислота Внутрипластовые обработки добывающих и нагнетательных скважин 10—16% раствор НС1, газированный азотом, углекислым газом и воздухом Пористые и пористо- трещиноватые коллекторы, загрязненные минеральной взвесью СРзо = 0,88 г/(м2 с) при степени аэрации 20—25 и атмосферном давлении й
4. Кислотная пена То же Соляная кислота 15— 20% концентрации; ПАВ от 0,1 до 0,5%. Степень аэрации 1,5—5 в пластовых условиях; стабилизатор КМЦ до 1,5% Трещиноватые и трещиновато- кавернозные коллекторы СР20 = 0,24 г/(м2 • с) при 0,2% ОП-Ю и 0,5-1% КМЦ
5. Гидрофобная кислотная эмульсия на основе светлых нефтепродуктов Добывающие скважины, внутрипластовые обработки 60—70% раствор НС1; 40—30% светлых нефтепродуктов (керосин, дизельное топливо) и 0,5—1% эмульгатора диаминдиалеат, алкиламид, первичные амины Трещиноватые и трещиновато- кавернозные коллекторы при температурном режиме 70-170 °C Стабильность эмульсии при 130 °C и давлении 30 МПа - 1 ч
Продолжение табл. 9.12
1 2 3 4 5
6. Гидрофобная нефтекислотная эмульсия То же 50—70% по пп. 1—6: 30—50% нефти, содержащей 2—4% асфальтенов, 6—10% силикагелевых, смол, до 6% парафина; ПАВ типа ОП-Ю в количестве 0,1—0,2% Трещиноватые и трещиновато- кавернозные коллекторы при температурном режиме 60-90 °C Стабильность эмульсии при температуре 50—90 °C от 2 до 4 ч
7. Загущенная соляная кислота Внутрипластовые обработки нагнетательных скважин 12-15% НС1 в 0,5—3% растворах КМЦ или в сульфитспиртовой барде Трещиноватые и трещиновато- пористые коллекторы при температурном режиме до 60 °C Замедляет скорость растворения в 1,5—2 раза. Деструкция КМЦ при 60 °C
Продолжение табл. 9.И
-4»____________________
1 2 3 4 5
8. Сульфаминовая кислота Внутрипластовые обработки нагнетательных и добывающих скважин 10—15% раствор HSOs NH; и 0,1-0,2 ПАВ Сульфат- и железо- зержащие пористые коллекторы с температурным режимом до 60 °C PC = 51,5 кг карбоната кальция в 1 м3 10%-ой кислоты; СРг, = 1,57 г/м2-с сХ2р = 2,18 г/м2-ч м
9. Уксусная кислота Внутрипластовые обработки добывающих скважин 10%-ый раствор уксусной кислоты Сульфат- и железо- содержащие коллекторы с температурным режимом более 90 °C Сраб^ 0,27 г/млс; Скгб = 2,97 г/м2 ч. Растворяющая способность в 1 м3 10%-ой кислоты
10. Глинокислота Добывающие и нагнетательные скважины 8-10% НС1 + 3% HF Терригенный коллектор, пористые и трещиноватые коллекторы. Разрушение глинистой и цементной корок Растворяющая способность по каолину: PC =27,5 кг/м' при 3%-ой HF, PC = 46,1 кг/м’ при 5%-ой HF Скго = 43,1 г/м*.ч
При обработках нагнетательных скважин в кислотные соста-
вы предпочтительно добавлять неионогенные ПАВ.
В результате фазовые превращения нефтей при эксплуатации
залежей происходят отложения асфальтосмолистых компонен-
тов нефтей в призабойной зоне скважин, снижающих эффек-
тивность кислотного воздействия. Для удаления таких отложе-
ний применяют термокислотные обработки и воздействуют на
призабойную зону пласта органическими растворителями и ми-
целлярными растворами. Общее требование к составам приме-
няемых растворителей — недопустимость содержания в них хлор-
и фторпроизводных, свободного хлора, непредельных углеводо-
родов или других компонентов, отрицательно сказывающихся
на процессе переработки нефти и качества продукции. Отло-
жения парафинистого типа растворяют керосином, в 1 м3 которо-
го растворяется около 200 кг парафина и смол. Для асфальтено-
вых отложений экономичнее применять «бензиновую головку»
(ТУ 352-53) или бензол сырой (ТУК 12-53). В указанных целях в
лабораторных условиях можно подбирать регламенты примене-
ния растворителей парафина, асфальтенов и смол из полупро-
дуктов предприятий нефтегазопереработки или нефтехимии,
базирующихся на территории данного или близлежащего адми-
нистративного района (конденсат, бутил-бензольную фракцию,
дизельное топливо и др.). Дри этом возможность применения
выбранного растворителя следует обязательно согласовать с пред-
приятиями нефтехимии и нефтепереработки.
Осуществляется кислотное воздействие следующих видов:
кислотные ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислот-
ные обработки, кислотный гидроразрыв пласта или кислотные
обработки при высоком давлении, кислотно-гидромониторное.
Расход реагентов при кислотном воздействии каждого вида
проводится в зависимости от вида кислотного воздействия, ре-
цептуры кислотного состава, принятой технологии и геолого-
промысловых условий. Кислотные ванны целесообразны в про-
цессе первичного освоения скважин в период ввода их в эксплу-
атацию или в процессе эксплуатации для удаления с фильтра
загрязняющих кислоторастворимых материалов. Кислотные ван-
ны предпочтительно применять для очистки необсаженных филь-
тров скважин; при обработке скважин, фильтр которых пере-
крыт обсадными трубами, используются кислотные составы по-
535
ниженной коррозионной активности. Потребность кислотного
раствора на кислотную ванну равна объему ствола скважины в
интервале обработки.
Если радиус обработки достаточно велик, а продолжительность
нейтрализации кислотного состава мала и недостаточна для за-
качки активного раствора на всю глубину обработки по прости-
ранию пласта, при^няют поэтапную внутрипластовую обработ-
ку*Сушность этойгхсмы заключается в поочередной закачке кис-
лотных составбй й'специальных жидкостей, которые как бы бло-
кируют обработанные кислотным составов поверхности от даль-
нейшего взаимодействия с ним. В качестве таких жидкостей при-
меняют растворы полимеров и ПАВ для нагнетательных скважин
и дегазированные нефти, другие жидкости на нефтяной основе —
для добывающих скважин. В качестве специальных жидкостей
предпочтительнее применять реагенты, характеризующиеся вяз-
копластичными и вязкоупругими свойствами, что позволяет по-
вышать охват воздействием и по толщине пласта. Оптимальные
объемы (суммарные и поэтапные) кислотного состава и специ-
альных жидкостей устанавливаются опытным путем. Поинтер-
вальные кислотные обработки проводятся для ввода в разработку
не охваченных отбором или закачкой участков продуктивной тол-
щи. Кислотный гидроразрыв пласта проводится в плотных коллек-
торах, доломитах и доломитизированных известняках с целью уве-
личения глубины обработки по простиранию продуктивного пласта.
Необходимо отметить, что в последнее время большие работы
по созданию специальных растворов для различных видов обра-
боток скважин, призабойной зоны и пласта в целом проводит
ЗАО «Химеко-ГАНГ». За разработку комплекса специальных жид-
костей семейства «Нефтенол» и технологию их применения при
гидравлическом разрыве пласта и обработки призабойной зоны
пласта ЗАО «Химеко-ГАНГ» было удостоено премии Правитель-
ства Российской Федерации в области науки и техники.
9.4.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ КИСЛОТНЫХ
ОБРАБОТОК ПЛАСТА
Оборудование для кислотных обработок пласта в общем слу-
чае состоит из оборудования базы хранения кислот, приготовле-
ния их растворов, агрегатов для транспортировки и закачки ра-
536
створов кислот в скважину и оборудования скважин (устьевого
и внутри-скважинного).
На базе для хранения кислот проводится прием кислот, при-
готовление их растворов и хранение кислот и растворов. Кисло-
та хранится в резервуарах, внутренняя поверхность которых за-
щищена футеровкой плитами или покрытиями. Для футеровки
применяют диабазовые плитки с кислотоустойчивой замазкой
стыков. Кислотоустойчивая замазка изготовляется из 20% по-
рошка базальта и 80% диабазовой муки. Вместо футеровки мож-
но применять покрытия резинами специальных марок или эбо-
нитами. При температуре до 20 °C рекомендуется резина 4476,
при температуре от 20 до 70 °C — резина ЧРП105. Иногда при-
меняют трехслойное покрытие эмалями и двухслойное покры-
тие лаком. Как временную защиту металла от кислоты можно
применять расплавленную смесь каменноугольного пека, дре-
весной смолы и канифоли или смеси асфальта, озокерита и ка-
нифоли.
Наружная поверхность резервуаров должна быть покрыта
кислотоустойчивыми эмалями. Кислотная база должна иметь
лабораторию для анализа кислот и их растворов, склад для хра-
нения реагентов. Емкости должны быть оборудованы перекачи-
вающими средствами для аварийного слива кислот. Сальники
перекачивающих насосов должны быть закрыты щитками. Ем-
кости с кислотой должны быть предохранены от попадания в
них воды. К работе с кислотами и их растворами допускается
лишь специально обученный персонал.
Для транспортировки кислот и их растворов применяют спе-
циальные агрегаты и кислотовозы. Кислотовоз КП-6,5 имеет ци-
стерну, центробежный насос и трубопроводы с запорной армату-
рой. Цистерна внутри гуммирована. Ее вместимость 6 м3. Насос
кислото-устойчивый 3X-9B-3-51 имеет подачу 29-60 м3/ч при на-
поре 35—26 м. Привод насоса осуществляется от ходового двига-
теля. Кислотовоз КП-6,5 смонтирован на автомашине КрАЗ-255Б.
Для транспортировки и закачки кислот в скважину применя-
ют агрегаты «Азинмаш-ЗОА» и АКПП-500. Агрегат «Азинмаш-
ЗОА» (рис. 9.20) смонтирован на автомашине КрАЗ-257 и имеет
колесный прицеп. На автомашине смонтирована цистерна 3,
имеющая два отсека (у модернизированного агрегата один объе-
мом 2,7 м3, а другой 8 м3). Цистерна внутри гуммирована. Каж-
537
дый отсек имеет зачистной люк. Трубы в агрегате также гумми-
рованы. На автомашине имеется отдельный баллон 1 для химре-
агентов. Вместимость баллона 0,2 м3.
Насос 2 агрегата 5НК-500 трехплунжерный, горизонтальный
одностороннего действия. Приводится от ходового двигателя
через коробку отбора мощности, кардан и редуктор. Насос име-
ет сменные плунжер^шаметром 100 и 120 мм (табл. 9.1J). Агре-
гат «Азинмаш-ЗОА» имеет колесный прицеп с цистерной 4 вме-
стимостью 6 м3. Цистерна разделена на две равные части пере-
городкой. Металл цистерны защищен внутри резиной.
Агрегат АКПП-500 размещен на шасси автомашины КрАЗ-255Б.
На шасси размещены гуммированная цистерна с двумя отсека-
ми по 1,5 м3, трехплунжерный насос 5НК-500. Привод насоса
такой же, как и у агрегата «Азинмаш-ЗОА». Насос работает как
на обслуживание собственной цистерны, так и на другие агрега-
ты. Высокая проходимость автомашины КрАЗ-255Б позволяет
Таблица 9.1^
Характеристика работы насоса 5НК-500
Номер пере- дачи в КПП Частота вращения вала дви- гателя, МИН"1 Частота вращения коренного вала, мин 4 Подача *, л/с Давление,* МПа Подача,** л/с Давление,** МПа
I 1600 Нерабочая
11 1600 49,3 2,24 50 3,23 34,4
111 1600 94 4,28 25,9 6,16 18
IV 1600 143 6,5 17,1 9,36 11,8
V 1600 215 9,78 н,з 14,08 7,9
I 1800 Нерабочая
II 1800 55,5 2,52 47,5 3,63 33
III 1800 106 4,82 24,8 6,94 17,2
IV 1800 161 7,32 16,3 10,54 н,з
V 1800 242 И 10,8 15,85 7,55
Диаметр сменного плунжера насоса, мм: * — 100; ** — 120.
538
12 3 4
3080
Рис. 9.18. Схема кислотного агрегата «Азинмаш-ЗОА»
40
использовать агрегат в период весенней и осенней распутицы в
условиях труднопроходимых дорог, а также зимой на дорогах со
снежным покровом до 40 см (рис. 9.18).
Все насосные установки с возвратно-поступательными насо-
сами, монтируемые на шасси автомобилей, тракторах, гусенич-
ных транспортерах, а также специальных рамах, предназначен-
ные для нагнетания различных жидких сред при цементирова-
нии, гидравлическр^еразрыве пластов и гидропескоструйной.
перфораций, кисдотной обработке призабойной зоны пласта,
промывке песчаный' пробок и других промывочно-продавочных
работах в нефтяных, газовых и прочих скважинах, выпускаются
в соответствии с Государственным стандартом «Установки на-
сосные передвижные нефтепромысловые. Типы и основные па-
раметры» ГОСТ 28922-91 (9.Н).
Указанный стандарт не распространяется на насосные уста-
новки комплексов оборудования для освоения и ремонта сква-
жин и установки для депарафинизации скважин горячей нефтью.
Стандарт устанавливает три типа насосных установок:
УН — установка насосная без дополнительных технологичес-
ких емкостей (мерного бака, цистерны);
Таблица 9jl,
Типы и основные параметры насосных
передвижных нефтепромысловых установок
Полезная мощность насосной установки, кВт Наибольшее давление нагнетания, МПа Наиболь- шая идеаль- ная подача, л/с, не менее Полезная мощность насосной установки, кВт Наибольшее давление нагнетания, МПа Наибольшая идеальная подача, л/с, не менее
50 8,0 10,0 125 20 20,0
10,0 8,0 25 16,0
12,5 6,3 32 12,5
16,0 5,0 40 10,0
20,0 4,0 50 8,0
80 16 16,0 200 25 25,0
20 12,5 32 20,0
25 10,0 40 16,0
32 8,0 50 12,5
40 6,3 63 10,0
540
уНБ — установка насосная с мерным баком;
уНЦ — установка насосная с цистерной для транспортиро-
вания жидких сред.
Насосные установки в зависимости от числа насосов на них,
предназначенных для нагнетания жидких сред в скважину, дол-
жны изготавливаться в двух исполнениях (рис. 9.19):
— однонасосные;
— двухнасосные.
Рис. 9.19. Основные параметры передвижных нефтепромысловых
насосных установок
о — режим наибольшего давления; • — режим наибольшей подачи
541
Значения наибольшего давления и наибольшей подачи обес-
печиваются при работе на различных режимах рабочей характе-
ристики насосной установки, преобразуемых с помощью ее транс-
миссии.
При отличии полезной мощности конкретной насосной ус-
тановки от приведенной в ГОСТ 28922-91 (в зависимости от
мощности приводногодвигателя) наибольшее давление нагне-
тания Дрлжно назна'йться по таблице, а идеальная подача долж-
на изменяться по сравнению с указанной в ней пропорциональ-
но значению конкретной полезной мощности.
Коэффициент полезного действия насосных установок дол-
жен быть не менее 70%; коэффициент полезного действия насо-
зов — не менее 80%.
Условное обозначение насосной установки должно состоять
из слов «Установка насосная», шифра, построенного по приве-
тенной ниже схеме, и обозначения нормативно-технического
документа на поставку.
УНХ X X - XXX X
1 — вид дополнительной технологической емкости:
Б — мерный, бак;
Ц — цистерна;
2 — обозначение исполнения по числу насосов (один насос
те указывается);
3 — транспортная база: Т — трактор; В — вездеход-транспор-
гер высокой проходимости; Р — рама; П — прицеп или полу-
трицеп (автомобиль не указывается);
4 — полезная мощность, кВт;
5 — наибольшее давление нагнетания, МПа;
6 — обозначение модификации насосной установки по кон-
:труктивной схеме, коррозионной стойкости и пр. (при необхо-
[имости).
Пример условного обозначения насосной установки типа УН
: одним насосом, смонтированной на тракторе, полезной мощ-
гостью 74 кВт и наибольшим давлением нагнетания 20 МПа:
Установка насосная УНТ-80х20 ГОСТ 28922-91.
То же, типа УНБ с двумя насосами, смонтированной на авто-
добиле, полезной мощностью 1012 кВт и наибольшим давлени-
м нагнетания 100 МПа:
Установка насосная УНБ2-1000x100 ГОСТ 28922-91.
>42
Кроме указанных насосных установок для проведения закач-
ки химреагентов в пласт применяются агрегаты ЗЦА-400А
(УНБ400х40). Этот агрегат предназначен также для нагнетания
жидкости при цементировании скважин, гидравлическом раз-
рыве пластов и других работах (рис. 9.21, табл. 9.21).
Агрегат состоит из силовой установки, коробки передач, на-
соса, трубопроводов обвязки насоса, мерной емкости и системы
управления, закрепленных на общей монтажной раме.
Силовая установки выполнена на базе дизельного двигателя и
оборудована: системами водяного охлаждения и охлаждения мас-
ла; высокопапорным центробежным вентилятором; многодиско-
вой фрикционной муфтой сцепления постоянно-замкнутого типа;
контрольно-измерительными приборами и электросистемой с
аккумуляторной батареей, обеспечивающей запуск дизель-мото-
ра электростартером, а также подогревателем ПЖД-600 для за-
пуска дизель-мотора в зимнее время и системой питания двигателя.
Система смазки принудительная циркуляционная.
Для обеспечения работы трехцилиндрового горизонтального
насоса ПТ двойного действия во всем диапазоне давлении и
производительности он укомплектован сменными втулками и
поршнями к ним. В приемную линию насоса жидкость поступа-
ет из мерной емкости и из бачка, расположенного на земле.
Напорная линия оборудована пневматическим компенсатором
с поршнем, под которым нейтральный газ создает давление 3,5—
4,0 МПа (35—40 кг/см2), а также предохранительным клапаном,
разделителем с манометром и пробковыми кранами.
Сброс жидкости контрольной линии предусмотрен в мерную
емкость и на землю. Агрегат включает в себя приемный и на-
порный шланги, а также вспомогательный трубопровод с шес-
тью шарнирными сочленениями для соединения с блоком ма-
нифольда или устьем скважины.
Мерная емкость разделяется перегородкой на два равных отсека.
В каждом отсеке установлены мерные рейки и донные клапаны, под
которыми расположена приемная камера, соединяющая приемную
линию насоса с любым отсеком мерной емкости. Наполнение мерной
емкости — через наливные патрубки с внутренним диаметром 50 мм
(2 дюйма) с кранами от общей наливной трубы диаметром 76 мм (3 дюйма).
Управление агрегатом — с поста управления, расположенного
На платформе.
543
Рис. 9.21. Цементировочный агрегат ЗЦА-400А:
7 —автомобильная база: 2 — силовая установка; 3 — вспомогательный напорный трубопровод; 4 — коробка
передач; 5 — пост управления; 6 — насос 11Т; 7 — мерный бак; 8 — приемный трубопровод; 9 —напорный
трубопровод; 10 — аккумуляторы
Технические характеристики
Автомобиль
Модель.........................................КрАЗ-257
Грузоподъемность, т..................................12
Наибольшая скорость, км/ч............................60
Тяговый двигатель.......... Четырехтактный дизель ЯМЗ-238
Мощность, л.с.......................................240
Емкость топливных баков, л..........................450
Силовая установка
Марка..........................................2УС-500А
Тип двигателя................................В2-500А-С2
Наибольшая мощность (при п = 1800 об/мин), л.с......500
Наибольший крутящий момент
(при п =1100—1200 об/мин), Н-м............. 2250
Эксплуатационная мощность (при п = 1600 об/мин), л.с.468
Удельный расход (на эксплуатационном режиме), г/л. с.ч., не более:
топлива..........................................167
масла...........................................9
емкость баков, л:
топливных.....................................300
масляного.....................................120
Коробка передач
Марка..........................................4КПМ-500
Количество ступеней.................................. 4
Передаточное число:
I ступени....................................4,06
II ступени...................................3,26
III ступени...................................2,2
IV ступени...................................1,59
Наибольшая передаваемая мощность, л.с...............500
Насос
Марка................................................НТ
Наибольшая подача, л/с...............................33
Наибольшее допустимое давление, МПа..................40
Гидравлическая мощность, л.с........................350
Ход поршня, мм......................................200
Наибольшее число двойных ходов в минуту.............127
Передаточное число приводной части.................4,45
545
35 Ив
Таблица 9.21
Подача (л/сек) и давление (МПа) насоса ПТ
Полезная МОЩНОСТЬ насосной установки, кВт 4 Наибольшее давление нагнетания, МПа Наиболь- шая идеаль- ная подача, л/с, нё менее Полезная мощность насосной установки, кВт Наибольшее давление нагнетания, МПа Наибольшая идеальная подача, л/с, не менее
—
50 8,0 10,0 125 20 20,0
10,0 8,0 25 16,0
12,5 6,3 32 12,5
16,0 5,0 40 10,0
20,0 4,0 50 8,0
80 16 16,0 200 25 25,0
20 12,5 32 20,0
25 10,0 40 16,0
32 8,0 50 12,5
40 6,3 63 10,0
Диаметр трубопровода, мм:
приемного........................................125
напорного.........................................50
Вспомогательный трубопровод:
количество труб....................................6
количество шарнирных соединений....................6
общая длина, м....................................22
Объем мерной емкости м3..................................6
Габаритные размеры агрегата, мм........... 10770x2900x3200
Вес агрегата, кг:
без заправки...................................21500
заправленного................................. 22500
На устье скважин при обработке их кислотой применяется
оборудование устья 1АУ-700 и 2АУ-700, которое применяется и
при работах по гидравлическому разрыву пласта.
546
РАЗДЕЛ 10.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ
РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА СКВАЖИНАХ
<• ?
10.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ И ОБОРУДОВАНИЕ
ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН,
ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ
Основной задачей газонефтедобывающего предприятия яв-
ляется увеличение добычи нефти. В комплексе мероприятий
направленных на достижение этой цели существенную роль иг-
рают работы по проведению подземного ремонта.
Целью подземного ремонта скважин (ПРС) является прове-
дение работ необходимых для:
— восстановления работоспособности внутрискважинного обо-
рудования и собственно скважины;
— предупреждения отказов и повышения долговечности экс-
плуатации оборудования и скважины;
— повышения дебита скважины до первоначального или пре-
вышающего первоначальный уровень.
При этом под скважиной понимается не только скважина и
обсадная колонна, но и зона перфорации и прилегающая зона
пласта.
Для оценки качества работ нефтегазодобывающего предпри-
ятия используется показатель межремонтного периода работы
скважин.
Межремонтный период работы скважин — это продолжитель-
ность фактической эксплуатации скважины от начала предыду-
щего ремонта до начала последующего. Эта продолжительность
определяется путем деления числа скважино-дней, отработан-
ных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на
547
число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в
данной скважине. Межремонтный период определяется продол-
жительностью эксплуатации скважины, временем обнаружения
отказа, временем ожидания ремонта и продолжительностью ра-
бот по проведению подземного ремонта. При этом отказом
считается не только нарушение работоспособности оборудова-
ния, но и снижение добычи нефти на величину более заданной
технической д^аументации или соответствующем регламенте
Последние одказьг называются параметрическими и зависят не
только от износа оборудования, но и изменения показателей
работы скважины. Увеличение межремонтного периода работы
скважин достигается как применением правильно выбранного
оборудования, так и работами, входящими в подземный ремонт
скважин. Внедрение систем АСУТП позволяет сократить время
обнаружения отказа. Время ожидания ремонта зависит от нали-
чия свободных бригад по ремонту, готовности заменяемого обо-
рудования, времени необходимого на транспортировку обору-
дования к устью. Сокращение этого времени достигается вне-
дрением систем АСУТП и диагностики работы оборудования.
Время сокращения работ по проведению подземного ремонта
достигается совершенствованием технологий и внедрением но-
вого оборудования.
Выбор комплекса работ ПРС зависит не только от использу-
емого оборудования, но и необходимости окупить затраты по
его проведению. Поэтому на малодебитных скважинах с высо-
кой степенью обводненности в ряде случаев выгоднее законсер-
вировать скважину, чем проводить на ней подземный ремонт.
Ремонтные работы в скважине могут иметь различную клас-
сификацию. За основу может быть принята классификация, при-
веденная в РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных ра-
бот в скважинах» [58], которая описывает назначение и основ-
ные виды ремонтных работ в скважинах, категории скважин,
способы проведения работ и отражает современный уровень раз-
вития этих работ в нефтегазовой отрасли.
Все работы проводимые в скважине подразделяются на сле-
дующие виды ремонтов:
— текущий ремонт;
— капитальный ремонт;
— работы по повышению нефтеотдачи пластов.
548
Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс ра-
бот направленных на восстановление работоспособности сква-
жинного и устьевого оборудования, и работ по изменению ре-
жима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной
колонны и забоя от отложений асфальтенов, смол, парафинов и
гидратных отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.
Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс
работ, связанных с восстановлением работоспособности обсад-
ных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвида-
цией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздель-
ной эксплуатации и закачке.
Скважино-операцией ремонтных работ по повышению неф-
теотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введе-
нию в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах плас-
та физических, химических или биохимических процессов, на-
правленных на повышение коэффициента конечного нефтевы-
теснения на данном участке залежи.
Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ре-
монт, скважино-операция) является комплекс подготовительных,
основных и заключительных работ, проведенных бригадой теку-
щего, капитального ремонта скважин или звеном по интенси-
фикации, от передачи им скважины заказчиком до окончания
работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.
Виды работ, относящиеся к текущему ремонту, представлены
в табл. 10.1.
Предложенная классификация выполнена по РД (Руководя-
щему документу Госгортехнадзора) и дополнена материалами по
винтовым насосам, объемы внедрения которых в последнее вре-
мя увеличились, и другим видам оборудования: струйные, гид-
ропоршневые, гидроштанговые и диафрагменные насосы.
К капитальному ремонту относятся виды работ, представлен-
ные в табл. 10.2.
Кроме указанных работ, хотелось бы отметить работы, свя-
занные с перфорацией колонны. Они проводятся бригадами ка-
питального ремонта в двух случаях. На новых скважинах, если
время между сдачей скважины буровой бригадой и вводом эксп-
луатации превышает примерно месяц. В этом случае застаива-
ние скважины наполненной нефтью, как правило ухудшает ка-
чество призабойной зоны и приходится проводить соответству-
549
Виды работ, относящиеся к текущему ремонту
Таблица 10.1
Шифр Вид работы по ТРС
1 2 X
ТР1 ТР1-1 ТР1-2 ТР1-3 ТР1-4 ТР1-5 ТР 1-6 ТР1-7 Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатаций (ж бурения, освоения, бездействия, консервации) ; Ввод фонтанных скважин * Ввод газлифтных скважин Ввод скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН) Ввод скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН) Ввод скважин, оборудованных электровинтовыми насосами (ЭВН) с поверхностным приводом Ввод скважин, оборудованных погружными ЭВН Ввод скважин, оборудованных другими видами насосов (струйные, гидропоршневые и т.д.)
ТР2 ТР2-1 ТР2-2 ТР2-3 ТР2-4 ТР2-5 ТР2-6 ТР2-7 ТР2-8 ТР2-9 ТР2-10 Перевод скважин на другой способ эксплуатации Фонтанный — газлифт Фонтанный — ШГН Фонтанный - ЭЦН Газлифт — ШГН Газлифт - ЭЦН ШГН - ЭЦН ЭЦН - ШГН ШГН — Оборудование для раздельной эксплуатации (ОРЭ) ЭЦН - ОРЭ Прочие виды перевода (например: ЭЦН-ЭВН, Фонтанный ЭВН штанговый или погружной, ЭЦН — диафрагменный, ЭЦН — струйный и т.д.)
Продолжение табл. 10.1
1 2
ТРЗ Оптимизация режима эксплуатации
ТРЗ-1 Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН
ТРЗ-2 Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН
ТР4 Ремонт скважин, оборудованных ШСН, ШВН
ТР4-1 Ревизия и смена насоса
ТР4-2 Устранение обрыва штанг
ТР4-5 Замена полированного штока
ТР4-6 Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР4-7 Очистка и пропарка НКТ
ТР4-8 Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР5 Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН, ЭВН, ЭДН
ТР5-1 Ревизия и смена насоса
ТР5-2 Смена электродвигателя <
ТР5-3 Устранение повреждения кабеля
ТР5-4 Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ
ТР5-5 Очистка и пропарка НКТ
ТР5 б Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР6 Ремонт фонтанных скважин
ТР6-1 Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР6-2 Очистка и пропарка НКТ
ТР6-3 Смена, ревизия устьевого оборудования
Продолжение табл. 10.1
X *
1 2
ТР7 Ремонт газлифтных скважин
ТР7-1 Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР7-2 Очистка и пропарка НКТ »
ТР7-3 Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов X'Mil
ТР7-4 Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР8 Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин
ТР9 Очистка, промывка забоя
ТР9-1 Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ
ТР9-2 Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)
ТР10 Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования
ТРИ Прочие виды работ
Таблица 10.2
Виды работ, относящиеся к капитальному ремонту
Шифр Вид работы no КРС
— 1 2
КР1 Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1 Отключение отдельных обводненных интервалов пласта
КР1-2 Отключение отдельных пластов
КР1-3 Исправление негерметичности цементного кольца
КР1-4 Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором
КР2 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР2-1 Устранение негерметичности тампонированием
КР2-2 Устранение негерметичности установкой пластыря
КР2-3 Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра
КРЗ Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
КРЗ-1 Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации
КРЗ-2 Ликвидация аварии с эксплуатационной колонной
КРЗ-З Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов
КРЗ-4 Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин
КРЗ-5 Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин
КР4 Переход на другие горизонты и разобщение пластов
КР4-1 Переход на другие горизонты
КР4-2 Разобщение пластов
КР5 Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОАЭ, пакеров-отсекателей
КР6 Комплекс подземных работ, связанных с бурением
КР6-1 Зарезка новых стволов скважин
КР6-2 Бурение цементного стакана
КР6-3 КР6-4 Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин
КР7 Обработка призабойной зоны
КР7-1 Проведение кислотной обработки
553
Продолжение табл. ]q
1 2 ~~
КР7-2 Проведение ГРГ1 ’
КР7-3 Проведение ГПП
КР7-4 Виброобработка призабойной зоны
КР7-5 Термообработка призабойной зоны
f КР7-6 ПромцщйГ’йризабойной зоны растворителями
*Т<Р7-7 Промывка призабойной зоны растворами ПАВ
КР7-8 Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)
КР7-9 Прочие виды обработки призабойной зоны
КР7-10 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин
КР7-11 Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов
КР8 Исследование скважин
КР8-1 Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах
К.Р8-2 Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)
КР9 Перевод на использование по другому назначению
КР9-1 Освоение скважин под нагнетательные
КР9-2 Перевод скважин под отбор технической воды
КР9-3 Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические
КР9-4 Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха
КРЮ Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
КРЮ-1 Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием
КРЮ-2 Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок
КР11 Консервация и расконсервация скважин
КР12 Прочие виды работ
ющие работы бригадам капитального ремонта. Поэтому перфо-
рацию и вызов притока нефти в скважину проводит бригада КРС
Во втором случае после изоляции зоны перфорации или резкой
снижения ее проницаемости также поводится перфорация.
Представленное разделение видов ремонта на текущий и ка
питальный в практике работ требует различных видов оборудо
вания и квалификации обслуживающего персонала. Для KPQ
используется оборудование с большей грузоподъемностью и но-]
554
менклатурой. В тоже время это разделение достаточно условно.
В связи с большой стоимостью работ связанных с ПРС при ос-
тановке скважины на ней стараются провести весь необходи-
мый комплекс работ. Так бригады подземного ремонта прово-
дят кислотную обработку призабойной зоны, а бригады КРС
после ликвидации аварии производят замену скважинного обо-
рудования. В тоже время использование одних только бригад
КРС экономически не выгодно, т.к. наибольший объем работ
занимает оснащение скважин оборудованием и его замена. Эти
работы, требуя более дешевого оборудования и более низкой
квалификации работников, оказывается дешевле выполнять от-
дельными бригадами.
В РД представлено еще одно направление работ — повышение
нефтеотдачи пластов. Сюда относятся следующие виды работ:
Таблица 10.3.
Шифр Вид и подвид операции
ПНШ ПНШ-1 ПНШ-2 пнш-з ПНШ-4 ПНШ-5 ПНШ-6 ПНШ-7 ПНШ-8 ПНШ-9 ПНШ-10 ПНШ-11 ПНШ-12 ПНШ-13 ПНШ2 Создание оторочек: растворителя раствора ПАВ раствора полимеров кислот щелочей горячей воды пара газожидкостных смесей активного ила газа парогазовых смесей мицеллярного раствора других реагентов Инициирование и регулирование внутри пластового горения
Кроме указанной классификации, ремонтные работы в сква-
жинах можно также разделить по основными способами достав-
ки к заданной зоне ствола инструмента, технологических мате-
риалов (реагентов) или приборов:
555
1) с помощью специально спускаемой колонны труб;
2) путем закачивания по НКТ или межтрубному простран-
ству;
3) на кабеле или на канате (проволоке).
Приведенное выше разделение связано с существенным раз-
личием в используемом оборудовании для достижения одинако-
вых задач и, как следствие, к различным затратам времени и
физического труда^е
Классификации оборудования для выполнения ПРС
Все оборудование, инструмент и материалы для подземного
ремонта можно классифицировать по местонахождению и по
выполняемым видам работ.
Оборудование можно разделить на наземное (поверхностное)
и скважинное.
В свою очередь наземное (поверхностное) оборудование под-
разделяется на Оборудование общего назначения, которое исполь-
зуется практически при всех видах работ ПРС и Специальное
оборудование, которое определяется видами проводимых работ.
К оборудование общего назначения относятся Агрегаты подъем-
ные с использованием развинчиваемых труб и агрегаты с непре-
рывной трубой.
В зависимости от условий эксплуатации агрегаты состоят из
следующих видов оборудования: грузоподъемное оборудование,
транспортная базы, средства механизации и инструмента для
спуско-подъемных операций.
В состав грузоподъемного оборудования входят: вышки, мач-
ты и стрелы; лебедки; талевая система.
В качестве транспортной базы используются автомобили об-
щего назначения и специальные, а также трактора, как на ко-
лесном, так и на гусеничном ходу и прицепы.
Средства механизации для спускоподъемных операций в за-
висимости от выполняемых работ включают ключи механичес-
кие трубные и ключи механические штанговые, манипуляторы.
Инструмент для выполнения спускоподъемных операций
включает элеваторы, спайдеры, штропы и серьги, трубные и
штанговые ключи. Указанный инструмент различается по кон-
структивному исполнению, грузоподъемности и габаритам труб
и штанг.
556
В состав Агрегатов с непрерывной трубой входят барабан для
намотки непрерывной трубы, инжектор (инжекторная головка)
для проведения спуско-подъемных операций с непрерывной тру-
бой, превенторы для герметизации устья для работы с колонной
без глушения скважин, транспортные базы.
К Специальнному оборудованию относится, во-первых, обо-
рудование, дополняющее оборудование общее в целом ряде опе-
раций. Это — Роторы, Вертлюги, Насосы, Компрессоры. Далее в
эту же группу оборудования входят Агрегаты для нагнетания пен,
Агрегаты для гидроразрыва пласта.
Скважинное оборудование также можно разделить на Обору-
дование общего назначения, используемое в большинстве прово-
димых ремонтных работ и Специальное оборудование, определяе-
мое конкретными видами ремонта.
В состав Общего скважинного оборудования входят трубы НКТ.
Причем они подразделяются в зависимости от используемых
агрегатов на резьбовые и непрерывные.
К Скважинному специальному оборудованию относятся трубы
бурильные и обсадные. Одним из наиболее часто используе-
мых видов скважинного оборудования являются пакеры, а име-
ющего наиболее широкую номенклатуру — аварийный инст-
румент. Яссы могут использоваться как для проведения теку-
щего ремонта, так и при ликвидации аварий и поэтому вы-
делены в отдельную группу оборудования. Номенклатура сква-
жинных клапанов так же достаточна широка. Для очистки за-
боя скважины все шире применяются желонки различных типов.
Для вызова притока жидкости в скважину используются как сва-
бы, так и различные по конструкции насосы. Среди широко
применяемых средств воздействия на призабойную зону необ-
ходимо отметить вибраторы и термовоздействующее оборудова-
ние. В определенных случаях используются и другие виды обо-
рудования, обычно относящиеся к прочему.
10.2. ОСОБЕННОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ПРС
И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЕГО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
Состав и особенности применяемого оборудования для ПРС
определяются проводимыми работами. Наиболее часто при спус-
557
ко-подъемных операциях, сопровождающих практически все
виды ПРС, применяется следующий комплект оборудования
показанный на рис. 10.1.
Рис. 10.1. Размещение оборудования при подземном ремонте скважины:
/ — лебедка (подъемник); 2 — канат; 3 — упор для трактора; 4 — мостки;
5 — оттяжной ролик; 6 — труба; 7 — элеватор; 8 — штропы; 9 — крюк;
10 — талевый блок; 11 — вышка; 12 — кронблок
Оборудование для проведения спуско-подъемных операций
(СПО) на скважине подразделяется на самоходные или стацио-
нарные лебедки, подъемники и агрегаты.
Подъемная лебедка предназначена для работы в сочетании со
стационарными или передвижными вышками, установленными
над устьем скважины. Вышка оснащается талевой системой, для
уменьшения натяжения каната при намотке на барабан подъем-
ника или агрегата, состоящую из системы неподвижных роли-
ков-кронблока и подвижных роликов — талевого блока, крюка
и талевого каната.
558
В верхней части вышки монтируется кронблок 12, на талевом
канате подвешивается талевый блок 10. К талевому блоку 10
оикрепляется крюк 9, на котором с помощью штропов 8 и эле-
ватора 3 крепится колонна насосно-компрессорных труб 6 или
штанг. Стальной талевый канат 2 от лебедки 1 пропускается че-
ез оттяжной ролик 5, расположенный в нижней части вышки
]] через ролики кронблока 12 и талевого блока 10 и обратно в
том же порядке. Неподвижный конец каната прикрепляется у
основания вышки, а подвижный — к барабану лебедки. Оттяж-
ной ролик 5 предупреждает опрокидывание вышки при подъеме
или спуске колонны труб.
Показанная на рис. 10.1 общая схема оборудования для под-
земного ремонта предусматривает наличие на скважине посто-
янной эксплуатационной вышки, что не совсем удобно и при-
меняется крайне редко. Поэтому в настоящее время большее
распространение получили подъемные агрегаты, на которых
смонтированы мачта и все необходимое оборудование для про-
ведения спускоподъемных работ. Подобные работы могут осу-
ществляться как с укладкой труб на мостки, так и с их установ-
кой в вертикальное положение. Последнее обычно предусмат-
ривает применение верхового рабочего и более предпочтитель-
нее, так как при этом не происходит износ ниппельных концов
труб, что позволяет применять трубы типа НКМ и других, ана-
логичных этому, у которых уплотнение соединений выполнено
за счет специальных проточек на концах или за счет примене-
ния различных уплотнительных колец, например, из тефлона.
Кроме того ускоряется проведение спуско-подъемных работ.
Общий вид агрегата с вертикальной установкой труб представ-
лен на рис. 10.2.
Одним из основных узлов в агрегатах подземного ремонта
является подъемник — механическая лебедка, установленная на
тракторе, автомобиле или отдельной раме. Приводом лебедки
является тяговый двигатель трактора, автомобиля или от само-
стоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродви-
гателя. Агрегат, кроме оборудования подъемника, оснащен выш-
кой и механизмом для ее подъема или опускания.
Основными узлами подъемника являются трансмиссия, ле-
бедка, пневматическая система и система управления. Транс-
миссия состоит из реверсивной коробки передач, приемный вал
559
которой соединен с валом вывода мощности трактора. Лебедка,
как правило, однобарабанная. Пневмосистема обеспечивает уп-
равление фрикционной муфтой включения барабана, необходи-
мое усилие на тормозе, переключение скоростей в коробке пе-
редач и управление сцеплением двигателя. Пневмосистема пи-
тается от компрессора с приводом от шкива вентилятора двига-
теля. Механизмом управляют из кабины или с пульта располо-
женного на раме около устья. Для ускорения проведения работ
агрегаты оснащаются средствами механизации проводимых ра-
бот и в первую очередь свинчивания — развинчивания. В агре-
гатах занятых на капитальном ремонте скважин для облегче-
ния работ связанных с приподъемами инструмента и его более
точной установкой все чаще используются гидроприводные ле-
бедки.
560
В агрегатах подземного ремонта в зависимости от поставлен-
ных задач могут быть использованы насосно-компрессорные или
бурильные трубы, в некоторых случаях используются обсадные
трубы. Это позволяет передавать значительные нагрузки на ин-
струмент и при подаче и подъеме жидкости изолирует обсадную
колонну от воздействия на нее. Основным недостатком данного
способа является высокая трудоемкость спуско-подъемных опе-
раций и сопутствующих работ (монтаж-демонтаж, глушение сква-
жин и т.д) и их большая продолжительность. Достоинство зак-
лючается в универсальности этого способа и возможности пере-
дачи больших силовых воздействий.
Как уже говорилось выше, основное разделение работ проис-
ходит на текущий и капитальный ремонт. Приведенные на ри-
сунках 10.3 и 10.4 общие схемы проведения работ показывают
основные операции и их последовательность. Из анализа схем
видно, что общими для всех являются подготовительные работы
и спускоподъемные операции, которые в ряде случаев занимают
до 70% от общего времени проведения работ. Поэтому очевид-
но, что основным направлением работ по совершенствованию
оборудования являются в первую очередь усовершенствования
связанные с подготовительными работами и спуско-подъемны-
ми операциями.
К подготовительным работам относится в первую очередь
глушение скважины. Подземный ремонт может проводиться при
открытом или закрытом (герметизированном) устье. Работа с
открытым устьем, в подавляющем большинстве случаев, связана
с глушением скважин. Данная операция нзобходима, чтобы обе-
зопасить работу бригады от газопроявлений из скважины, кото-
рые могут привести к отравлению или пожару (взрыву). В тех
случаях, когда скважина имеет высокую обводненность, низкий
газовый фактор и низкую проницаемость пласта, при открытом
устье может не происходить газопроявление. Тогда, по согласо-
ванию с Госгортехнадзором, можно проводить работы с откры-
тым устьем без глушения. Глушение, в большинстве случаев,
производится путем замещения внутрискважинной жидкости
на жидкость глушения. Жидкость глушения должна быть безо-
пасной, иметь большую плотность, чем скважинная жидкость
и не быть агрессивной по отношению к оборудованию и сква-
жине. В качестве жидкости глушения используется, как правило,
561
36 И.
попутно добываемую воду. Ее очищают от примесей и добавля-
ют соли для повышения плотности. Глушение скважины, в боль-
шинстве случаев, существенно ухудшает состояние призабой-
ной зоны скважины и может привести к снижению ее дебита
Для борьбы с этим в жидкость глушения добавляются специаль-
ные присадки, производящие отмыв призабойной зоны от раз-
личных отложений. К сожалению, данный способ в ряде случа-
ев 4зе снижает врвйЙшывода скважины на режим. Неплохие ре-
зультаты даетглушение скважин очищенной нефтью, но из-за
низкой плотности нефти и повышенной пожароопасности спо-
соб не нашел широкого применения. Еще одним направлением
работ, исключающим глушение скважин, является использова-
ние клапанов-отсекателей, устанавливаемых в скважине. Кла-
паны-отсекатели устанавливается на пакере. Они разобщают
призабойную зону от устья и поэтому позволяют проводить ра-
боты по смене оборудования без глушения. Существует большое
количество различных конструкций клапанов-отсекателей. Они
различаются по форме запорного органа, по системе управле-
ния клапана. Несмотря на большое многообразие конструкций
повсеместного применения клапана-отсекатели не нашли. Это
связано с тем, что способ имеет существенные недостатки. Это
дополнительная стоимость оборудования, затраты необходимые
для его установки и съема, невозможность проведения капи-
тального ремонта в скважине с установленным в ней пакером,
повреждение стенок обсадной колонны в месте установки паке-
ра, необходимость переустановки пакера при снижении забой-
ного давления, необходимость использования высококачествен-
ных материалов в конструкции клапанов-отсекателей.
Относительно новым и наиболее перспективным направле-
нием является глушение скважин растворами не проникающи-
ми в пласт, но и не дающими газу выходить из пласта. Как пра-
вило, это гелеобразные растворы, которые после проведения
ремонта подвергаются специальной обработке и выносятся с
откачиваемой жидкостью. В этом случае призабойная зона не
ухудшает своих свойств. Более того, при соответствующем под-
боре компонентов возможна очистка зоны перфорации от раз-
личного рода отложений с последующим их удалением.
Проведение работ возможно и с герметизированным устьем.
В этом случае ремонт производится без глушения скважины,
562
что не приводит к снижению ее дебита после ремонта, улучша-
ются условия работы бригады подземного ремонта и снижается
вероятность загрязнения окружающей среды. Но при этом тре-
буется сложное дорогостоящее оборудование, включающее ус-
тьевые превенторы и уплотнение устья, способное обеспечивать
герметичный пропуск труб с муфтами. Кроме того, в отличие от
ремонта при открытом устье, где спуск оборудования происхо-
дит под его собственным весом, в этом случае необходимо ис-
пользование специальных устройств на устье, обеспечивающих
создание осевой нагрузки на трубы для проталкивания колонны
в скважину при больших давлениях на нем. При существующей
схеме спуско — подъема на колонне свинчиваемых труб это со-
пряжено с большими затратами времени и труда и поэтому не
применяется. В тоже время, как уже указывалось выше, разделе-
ние работ и оборудования и, следовательно, их усовершенство-
вание можно разделить по способам доставки инструмента, при-
боров и технологических материалов к месту работ в скважине.
Это:
1) с помощью специально спускаемой колонны труб;
2) путем закачивания по НКТ или межтрубному пространству;
3) на кабеле или на канате (проволоке).
Эти способы позволяют эффективно проводить работы с гер-
метизированным устьем.
Наибольшее распространение получил первый из указанных
способов — ремонт с использованием непрерывных труб. В этом
случае используются установки с наматываемыми на барабан
трубами (рис. 10.5).
Это объясняется существенными преимуществами данного
вида оборудования и упрощением устьевого оборудования вслед-
ствие отсутствия муфт на трубах, наматываемых на барабан; воз-
можностью быстрого проведения спускоподъемных операций,
возможностью непрерывного проведения промывки при спуске
или подъеме колонны НКТ в скважину и широкого применения
средств автоматизации и контроля. Подобные технологии все
больше используются в нашей стране для борьбы с парафино-
выми, гидратными пробками. Известно их применение для спуска
исследовательских приборов, установки газлифтных клапанов,
т.е. в случаях, где не обходим быстрый спуск приборов при гер-
метизированном устье скважины. С использованием азотных
563
Подготовительный комплекс работ
| Разборка устьевого оборудования (арматуры) | |
Схема 4
скважинного
.оборудования.
Планом
предусмотрено
s Изменение
глубины подвески
или ликвидация
Ч^обрыва штангу
Подъем скважинного оборудования Изменение глубины подвески или ликвидация обрыва штанг
Фонтан Ут"1------------чУЭЦН,
'ронтан г[ип скважинного] 5*
УШГНТ I оборудования J
Планом смена штанг
и НКТ предусмотрена
Демонтаж УЭЦН
Смена НКТ и штанг
t Нет
Отложения на НКТ
и штангах имеются
j Нет
[Техническое состояние
[оборудования исправно
♦ Да
Промывка скважины
от отложений
предусмотрена
t Нет
Тип спускаемого
эксплуатационного
оборудования
—--------f--------
|ХДа . Очистка штанг и НКТ от парафинисто-смо- листых отложений
Х"Нет Ремонт оборудования устья скважины
'1а , Работы по особому плану в зависимости от типа отложений
”*УЭЦН^ Замер диаметра эксп- луатационной колон- ны спуском шаблона до глубины подвески
Рис. 10.3. Последовательность выполнения работ
при текущем ремонте
Подготовительный комплекс работ
( Эксплуатационная колонна герметична )==—=
| Разбуривание разделительного моста""]—
I Работы по выполнению других видов ремонта |
типовом проекте промывка скважины предусмотрена]
Промывка скважины
_ ( Исследования по определению Нет
*1 качества ремонта необходимы
f Да
Исследования по определению качества ремонта
Заключительный комплекс работ
Рис. 10.4. Последовательность выполнения работ
при проведении капитального ремонта
Рис. 10.5. Схема установки с наматываемыми
на барабан трубами для подземного ремонта скважин:
1 — циркуляционный переводник; 2 — гибкие НКТ; 3 — колонная голов-
ка; 4 — дроссель; 5 — отводная линия; 6 — циркуляционный тройник с
дросселем противодавления и задвижкой; 7 — четырехплашечный пре-
вентор; 8— сальниковая коробка; 9— индикатор веса; 10 — инжекторная
головка для подачи и извлечения колонны гибких труб; 11 — выпрямля-
ющее устройство; 12 — подъемный кран инжектора; 13 — барабан с ко-
лонной НКТ; 14 — кабина управления; 15 — энергетический блок
технологий, т.е. мобильных азотных установок для генерации
азота и его применения для различных технологических процес-
сов освоения и ремонта скважин, получили широкое распрост-
ранение установки с трубами. Азот позволяет обеспечить безо-
пасное ведение работ связанных с разбуриванием цементных
пробок, забуриванием горизонтального ствола и т.д.
Второй способ заключается в закачке жидкости по колонне
НКТ или межтрубному пространству и использовании колон-
ны, как канала, по которому производится спуск и подъем обо-
рудования и приборов. Возможно использование нескольких
566
колонн труб. Как правило, при применении нескольких сква-
жинных трубопроводов, их размещают концентрично по типу
«труба в трубе». Параллельное подвешивание НКТ требует боль-
ших диаметров обсадных колонн и специального оборудования,
например — пакеров с двумя параллельно расположенными ство-
лами. Поэтому такое размещение колонн труб не нашло широ-
кого применения в нашей стране. Замена оборудования при до-
ставке насосного агрегата или комплекта приборов жидкостью
без подъема труб производится переключением кранов на об-
вязке устья и работами по установке и выему насоса из лубрика-
тора. Т.е. необходим только легкий подъемный агрегат для сня-
тия и установки лубрикатора. Такой способ используется на сква-
жинах, оснащенных гидроприводными установками.
Несколько сложнее, хотя и похоже, происходит канатная или
кабельная доставка, т.к. требуется установка с лебедкой. Насос-
ный агрегат или приборы устанавливаются в лубрикатор и на
проволоке или кабеле спускаются в скважину. При этом уплот-
няется только проволока или канат. В этом случае затраты вре-
мени значительно меньше чем при традиционном способе. Та-
кой способ также используется на скважинах оснащенных гид-
роприводными установками.
10.3. КЛАССИФИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРС
Как уже рассматривалось ранее, все оборудование, инстру-
мент и материалы для подземного ремонта можно разделить по
выполняемым видам работ. Наиболее общие группы это обору-
дование Поверхностное I и Скважинное II. В свою очередь По-
верхностное оборудование подразделяется на Общее I.I, кото-
рое используется практически при всех видах работ по ПРС, и
Специальное I.II, которое определяется видами проводимых ра-
бот. Скважинное оборудование также можно разделить на Об-
щее II.I, используемое в большинстве проводимых ремонтных
работ и Специальное II.II, определяемое конкретными видами
ремонта. К Общему оборудованию I.I относятся Агрегаты с ис-
пользованием развинчиваемых труб I.I.1 и агрегаты с непрерыв-
ной трубой I.I.2.
567
В зависимости от условий эксплуатации Агрегаты I.I. 1 состо-
ят из следующего оборудования:
Грузоподъемного оборудования 1.1.1.1, транспортной базы
1.1.1.2., средств механизации 1.1.1.3 и инструмента для спуско-
подъемных операций 1.1.1.4.
В состав Грузоподъемного оборудования 1.1.1.1 входят: выш-
ки 1.1.1.1.1, мачты и стрелы 1.1.1.1.2; лебедки 1.1.1.1.3; талевая
систе:|д 1.1.1.1.4. ' •
В качестве транёйОртной базы 1.1.2. используются автомоби-
ли общего назначения и специальные, трактора, как на колес-
ном так и на гусенечном ходу и прицепы.
Средства механизации для спускоподъемных операций 1.1.1.3
в зависимости от выполняемых работ включают ключи механи-
ческие трубные 1.1.1.3.1 и штанговые I.1.1.3.2, манипуляторы
1.1.1.3.3.
Инструмент для выполнения спускоподъемных операций
1.1.1.4 включает элеваторы 1.1.1.4.1, спайдеры I.1.1.4.2, штропы и
серьги I.1.1.4.3, трубные I.1.1.4.4 и штанговые I.1.1.4.5 ключи.
Указанный инструмент различается по конструктивному испол-
нению, грузоподъемности и габаритам труб и штанг.
В состав Агрегатов с непрерывной трубой I.I.2. входят бара-
бан для намотки непрерывной трубы 1.1.2.1., экстрактор для про-
ведения спуско-подъемных операций с непрервной трубой I.I.2.2.,
превенторы для герметизации устья для работы с колонной без
глушения скважин I.I.2.3., транспортные базы I.I.2.4.
К Специальнному оборудованию Т.П относится во — первых
оборудование дополняющее общее I.II.1 в целом ряде операций.
Это Роторы I.II. 1.1, Вертлюги I.II. 1.2, Насосы I.II. 1.3, Компрес-
соры I.II. 1.4. Далее в эту же группу оборудования входят Агрега-
ты для нагнетания пен 1.11.2, Агрегаты для гидроразрыва пласта
1.1.3.
В состав Общего скважинного оборудования II.I входят тру-
бы НКТ II.1.1. Причем они подразделяются в зависимости от
используемых агрегатов на резьбовые и непрерывные.
К скважинному специальному оборудованию II.II относятся
также в первую очередь трубы Бурильные II.II.1 и Обсадные
II.II.2. Одним из наиболее часто используемых видов скважин-
ного оборудования являются Пакера П.П.З., а имеющего наибо-
лее широкую номенклатуру — Аварийный инструмент II.II.4.
568
Яссы Н.П-5 могут использоваться как для проведения текущего
„емонта, так и при ликвидации аварий и поэтому выделены в
отдельную группу оборудования. Номенклатура скважинных Кла-
панов II.П.6 так же достаточна широка. Для очистки забоя сква-
жины все шире применяются Желонки II.II.7 различных типов.
Для вызова притока жидкости в скважину используются как
Свабы II.П-8, так и Различные по конструкции Насосы II.II.9.
Среди широко применяемых средств воздействия на призабой-
ную зону необходимо отметить Вибраторы II.II. 10 и Термовоз-
действующее оборудование II.II II.II.il. В определенных случа-
ях используются и другие виды оборудования обычно относя-
щиеся к прочему.
, 10.4. ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ
СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ
Как уже говорилось ранее, наибольший удельный вес по вре-
мени занимают спускоподъемные операции. Для их проведения
задействован комплекс оборудования и инструмента. Рассмот-
рим вначале инструмент. К инструменту относятся элеваторы,
спайдеры, трубные и штанговые ручные ключи. От надежности
и простоты работы с этими инструментами зависит производи-
тельность труда на установках подземного ремонта. Поэтому
инструмент выполняется достаточно легким и не требующим
большого количества сложных движений в работе. Надежность
достигается простотой и отработанностью конструкций и дуб-
лирванием ряда элементов.
10.4.1. ЭЛЕВАТОРЫ
При проведении спуско-подъемных операций необходимо
захватывать и удерживать на весу подземное оборудование. Для
той цели используются различные захватные приспособления,
крепящиеся на крюке. К ним относятся элеваторы и хомуты.
Хомуты, предназначенные для монтажа ЭЦН, уже рассматрива-
лись в первом томе в параграфе 5.2.5.8 и, поэтому здесь будем
рассматривать только элеваторы. Элеваторы различаются по на-
значению и конструкции.
569
По назначению элеваторы бывают трубные и штанговые, со-
ответственно для труб и штанг.
Трубные элеваторы.
По типу захвата и удержания трубные элеваторы разделяютс
на элеваторы:
а) с захватом под муфту;
б) с захватом под вьщддку трубы;
в) с^ахватом за тёйо трубы (элеватор-спайдер).
Элеваторы первого типа наиболее распространены и пред
назначены для работы с муфтовыми трубами. Элеваторы второ-
го типа необходимы для работы с трубами с высадкой наружу, а
третьего типа — для работы с безмуфтовыми трубами, а также в
случае, когда контактная нагрузка от веса колонны превышает
допустимую.
Конструктивное исполнение элеватора зависит от диаметра
захватываемых труб, от способа захватывания, несущей нагруз-
ки и технологии ремонта. Этим объясняется многообразие кон-
струкций трубных элеваторов, применяемых при подъемном ре-
монте скважин. Для насосно-компрессорных труб применяют
втулочные с одним штропом и балочные с двумя штропами эле-
ваторы. Первые получили наибольшее распространение в под-
земном ремонте.
Элеватор относится к наиболее ответственным инструментам
спускоподъемных операций, его отказ может привести к челове-
ческим жертвам и серьезным авариям, ликвидация которых по-
требует значительных средств.
В элеваторе наиболее ответственным элементом является ме-
ханизм запирания (затвор), который должен обеспечить надеж-
ное соединение захватного устройства в период спуско-подъем-
ных операций.
К элеваторам предъявляются следующие требования:
— обеспечение надежной работы в условиях сильного загряз-
нения поверхности трубы нефтью, парафинами и солями, а так-
же при низких температурах;
— стойкость к динамическим нагрузкам от рывков и ударов, воз-
никающих при эксплуатации, например при ловильных работах;
— легкость и удобство в работе;
— отсутствие выступающих частей во избежание задевания
при подъеме за элементы талевой системы, одежду оператора и т.д.
570
— надежное запирание, предотвращающее самопроизвольное
открытие в процессе спука-подъема.
Кроме того, механизм запирания должен:
— обеспечивать надежную работу рукой в рукавице, причем
желательно одной рукой, так как при этом увеличивается устой-
чивость оператора;
— выдерживать большое количество циклов открытия-зак-
рытия;
— быть простым и надежным в работе;
— обеспечивать однозначность положения закрыто-открыто;
— иметь несколько степеней защиты от несанкционирован-
ного раскрытия;
— положение механизма запирания должно контролировать-
ся как визуально, так и на слух по щелчку.
Одноштропные элеваторы
На промыслах в подземном ремонте наибольшее распростра-
нение получили одноштропные (втулочные) элеваторы с захва-
том под муфту типа, входящие в комплект инструмента для ра-
боты с насосно-компрессорными трубами. Первыми такими эле-
ваторами были элеваторы ЭГ, конструкции Молчанова. В на-
стоящее время выпускаются модернизированные конструкции
этих элеваторов.
Элеваторы ЭТА с автоматическим захватом предназначаются
для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб с
гладкими и высаженными концами при их механизированном
свинчивании и развинчивании, а также при ручной работе со
спайдером.
Элеватор (рис. 10.6) состоит из корпуса 4, серьги 1, соеди-
ненных шарнирно с помощью пальцев 2 и шплинтом 3. В кор-
пусе помещен узел захвата <?, с тыльной стороны которого рас-
полагается рукоятка 5, соединенная с корпусом при помощи на-
правляющей втулки б и двух штырей 7. Левая и правая направ-
ляющие Я прикрепленные к корпусу элеватора болтами 10, обес-
печивают раскрытие и закрытие челюстей захвата.
Корпус элеватора литой из стали марки 40ХН. Внутренняя
полость корпуса имеет опорную поверхность под захват для тру-
бы. В тыльной стороне корпуса на верхнем торце имеется при-
лив для фиксирования рукоятки в закрытом положении элева-
571
Рис 10.6. Элеватор трубный ЭТА
тора. Захват служит опорной поверхностью под муфты трубы и
одновременно передает вес колонны корпусу элеватора. Состо-
ит он из правой и левой челюсти, соединенных между собой при
помощи оси, на которой установлен шток, оканчивающийся
шлицами.
Захват для труб является сменным узлом, подбираемым в за-
висимости от диаметра труб. Рукоятка служит для удержания
элеватора, а также для закрытия и открытия находящегося в
корпусе элеватора захвата труб и фиксации последнего в поло-
жении «открыто» и «закрыто».
572
Рукоятка состоит из направляющей втулки, к которой прива-
оены стойка и щека. К верхним концам этих деталей приварен
стакан с прорезью, через которую верхний конец рычага входит
Б фиксатор, опирающийся своим буртом на пружину.
Нижний конец рычага шарнирно соединен со стойкой при
помощи оси. Скошенные части нижнего конца щеки фиксиру-
ют крайнее левое и правое положение рукоятки при открытии и
закрытии элеватора.
При заведении элеватора на трубу челюсти должны находиться
в открытом положении. Для этого оператор отжимает фиксатор
при помощи рычага рукоятки и после выхода фиксатора из за-
цепления с приливом корпуса поворачивает рукоятку по часо-
вой стрелке до упора. Затем, при помощи рукоятки, приподни-
мают корпус элеватора, при этом шлицы штока захвата попада-
ют в шлицевые канавки втулки рукоятки и захват в целом, скользя
по опорной поверхности корпуса, выходит из последнего, рас-
крывая свои челюсти благодаря направляющим. При посадке
элеватора на трубу челюсти, обхватив трубу, при надвигании
автоматически закрываются при помощи направляющих и пол-
ностью совместно с трубой входят внутрь корпуса. После этого
необходимо повернуть рукоятку против часовой стрелки до упо-
ра щеки о ребро корпуса, фиксируя закрытое положение элева-
тора. При этом подпружиненный фиксатор рукоятки заходит за
прилив корпуса, стопоря рукоятку элеватора. При неполном за-
ходе челюстей внутрь корпуса невозможно будет повернуть ру-
коятку, так как шлицы штока не освободятся от шлицевых ка-
навок втулки рукоятки.
Для снятия элеватора с трубы оператору необходимо отжать
фиксатор рычагом рукоятки и повернуть ее по часовой стрелке
до упора ограничителя щеки рукоятки о ребро корпуса элевато-
ра. После этого элеватор отводят, челюсти захвата, скользя по
наружной поверхности трубы, автоматически выходят из корпу-
са элеватора и, скользя по направляющим, полностью раскры-
ваются, освобождая элеватор [59].
573
Технические характеристики
ЭТА-32 ЭТА-50 ЭТА-60БН
ЭТА-32 ЭТА-50 ЭТА-60БН
Грузоподъемность................. 32 50......60
Условный диаметр труб, мм.......48-73....48—89....60—89
Габаритные размеры, мм:
^лина........................... 265 280... 290
щирина......................... 200 230 230
высота......................... 525 550... 560
Масса, кг..................... 16,0... 22,0 25,0
Элеваторы ЭТАР предназначены для работы в неглубоких
скважинах при свинчивании и развинчивании вручную насос-
но-компрессорных труб. Применяются эти элеваторы при рабо-
те с трубами небольшого диаметра и полыми штангами [59].
Технические характеристики ЭТАР
Грузоподъемность, т...............12,5................20
Число сменных захватов............4...................3
Условный диаметр труб, мм.... 26, 33, 42, 48.......48, 60, 73
Габаритные размеры, мм:
длина............................. 190 250
ширина........................... 230 260
высота........................... 565 565
Масса с захватом, кг.............14,5................30
Элеватор с автоматическим захватом состоит из корпуса,
шарнирно соединенного с серьгой, сменных захватов для труб,
рукоятки, выполняющей роль запорного устройства, и упора.
Захват служит опорной поверхностью для муфт труб и полых
штанг и передает вес колонны на корпус элеватора. Захват со-
стоит из двух челюстей и штока, шарнирно соединенных между
собой при помощи оси. На оси установлена пружина кручения
для раскрытия челюстей захвата. Захват является сменным уз-
лом и может устанавливаться в элеватор ЭТАР-12,5 как для ра-
боты с полыми штангами, так и для работы с трубами диамет-
ром 26, 33,42 и 48 мм. Затвор, находящийся в корпусе элеватора,
574
Фиксирует запирание захвата. На оси валика затвора установле-
на пружина кручения для фиксации затвора в закрытом положе-
нии. Упор, установленный в корпусе элеватора, служит для ог-
раничения перемещения захвата и для смены захвата в процессе
работы. При смене захвата упор отворачивается до его выхода, и
после замены захвата упор заворачивается до отказа.
Элеваторы ЭЗН с захватным приспособлением Фикса пред-
назначены для работы с насосно-компрессорными и бурильны-
ми трубами [59]. Элеватор (рис. 10.7) состоит из корпуса и створ-
ки. Корпус элеватора в нижней части имеет круговой опорный
фланец, которым элеватор устанавливается на колонный фла-
нец скважины. Сверху корпус имеет бурт в виде полукольца,
нижняя плоскость которого опирается на выступ корпуса захва-
та. В корпусе элеватора предусмотрены два противоположно
расположенных паза для направления движения шлицев створ-
ки. Корпус в сборе со створкой образует замкнутую форму эле-
Рис. 10.7. Элеватор ЭЗН
575
ватора. Муфта трубы опирается на выступы верхнего бурта кор-
пуса и створки. Для удобства работы к элеватору приварена руч-
ка, верхний торец которой находится в одной плоскости с верх-
ним торцом опорного фланца. Технические характеристики эле-
ваторов представлены в табл. 10.3.
Захватное приспособление состоит из захвата, затвора, серь-
ги и деталей для соединения и фиксации. Захват пальцем соеди-
нен с серьгой, в которую предварительно вводят штроп. Затвор
Опирает зев захвата. Ввинченный в захват винт своим концом
заходит в паз'затвора, ограничивая движение затвора и препят-
ствуя полному выходу его из захвата. Для открытия захвата не-
обходимо повернуть рукоятку затвора вверх и вытянуть ее до
отказа. При закрывании захвата рукоятка затвора западает в
выемку в корпусе захвата.
Таблица 10.3
Технические характеристики элеваторов ЭЗН
Показатель ЭЗН-48-15 ЭЗН-60-15 ЭЗН-60-25 ЭЗН-75-50 ЭЗН-89-50 ЭЗН 114-50 1
Условный диаметр труб, мм 48 60 60 73 89 114
Грузоподъемность, т 15 15 25 50 50 50
Диаметр расточки под трубу, мм 49,8 63 63 76 92 118
Габаритные размеры, мм: длина 245 250 300 300 300 300
ширина 300 315 315 320 330 355
высота 740 770 885 995 1020 1030
Вес, кг 27,5 29 47 73 77 81
Элеватор ЭНКБ-80 предназначен для спуско-подъемных опе-
раций при ремонте скважин с удержанием на весу колонны -
безмуфтовых труб [59]. Он состоит из корпуса, двух створок -
левой и правой, клиньев корпуса и створок, двух рычагов -
левого и правого, рычага управления, затвора и серьги. С корпу
сом с помощью проушин шарнирно соединены две створки.
576
Клинья подпружинены в направлении расклинивания. Ле-
вый и правый рычаги при посадке элеватора на трубу автома-
тически замыкают створки элеватора. Замкнувшиеся створки
запираются затвором. Предварительное заклинивание произ-
водится рычагом управления. В процессе работы элеватор по-
стоянно подвешен на крюке и работает в сочетании со спай-
дером.
Технические характеристики
Грузоподъемность, кН(т)......................800 (80)
Условный диаметр труб, мм.................60, 73 и 89
Габаритные размеры, мм:
длина...........................................320
ширина.....................................320
высота.....................................905
Масса, кг...................................... 126
Кроме того, выпускаются элеваторы — спайдеры ЭС для НКТ
диаметром от 33 до 89 мм [59, 60]. Основные детали элеватора
выполнены из стали 12ДН2ФА.
Характеристики
Тип элеватора
ЭС-32М ЭС-50М ЭС-60М ЭС-80М
Грузоподъемность, кН(т) 320(32) 500(50) 600(60) 800(80)
Элеваторы комплектуются захватами под необходимый диа-
метр труб.
Двухштропные элеваторы
Элеваторы балочного типа (двухшторопные) выпускаются
нескольких марок. Элеваторы типа ЭХЛ изготавливаются четы-
рех типоразмеров [59].
577
37 Ив
Технические характеристики
ЭХЛ-33-10 ЭХЛ-48-15 ЭХЛ-60-15 ЭХЛ-73-25 ЭХЛ-89-35 (оггп-вхе
Условный диаметр \ 33 48 60 73 89 114
труб, мм
Грузоподъемность, т — 10 15 25 35 40
Диаметр расточки — 50 62 75 91 116
под трубу, мм
Габаритные размеры, мм:
длина — 370 370 370 395 440
ширина 135 155 160 180 215
высота 110 ПО 130 145 160
Масса, кг — 14 18 20 29 35
Элеватор ЭХЛ состоит из кованного корпуса с боковыми
проушинами под штропы. В верхней части корпуса имеется
кольцевая выточке для затвора, представляющая собой разрез-
ное кольцо по диаметру трубы. Затвор свободно перемещается
в кольцевой выточке. На корпусе имеется горизонтальная про-
резь, через которую пропущена рукоятка для управления зат-
вором. Для предотвращения открытия элеватор снабжен пре-
дохранителем, состоящим из стакана, штока с рукояткой и пру-
жины, помещенной в стакан. Верх штока скошен под углом
для автоматического запирания при закрытии затвора. Для пре-
дотвращения выпадения штропов отверстия в проушинах за-
пираются шпильками.
Элеваторы ЭТАД [59] (рис. 10.8) с захватным устройством
автоматического действия предназначены для захвата под муфту
насосно-компрессорных труб с условным диаметром от 48 до
114 мм и удержания их на весу в процессе спуско-подъемных
операций при освоении и ремонте нефтяных и газовых сква-
жин. Элеватор состоит из корпуса, шарнирно-выдвижного зах-
вата, упоров, запирающего устройства с рукояткой и подпружи-
ненных защелок штропов.
578
Рис. 10.8. Элеватор типа ЭТАД:
1 — предохранитель; 2 — корпус; 3 — упор; 4 — захват; 5 — рукоятка
Для каждого диаметра поднимаемой трубы в корпус элевато-
ра устанавливается соответствующий захват. В силу этого один
комплект элеватора позволяет производить спуско-подъемные
операции с несколькими типоразмерами труб. Захват состоит из
двух челюстей и штока, шарнирно соединенных между собой.
На штоке захвата имеется два шлицевых выступа, расположен-
ных под углом относительно друг друга, которые сопрягаются со
втулкой запирающегося устройства. Упоры на корпусе элевато-
ра служат для ограничения перемещения челюстей и взаимодей-
ствуют с ними при раскрытии захвата.
Запирающее устройство, служащее для фиксации челюстей
элеватора в положении «открыто» или «закрыто», представляет
собой втулку с приваренной рукояткой. Запирающее устройство
Удерживается в корпусе с помощью шариков, наполняющих ка-
навки втулки и корпуса.
579
Технические характеристики элеваторов ЭТАД
ЭТАД-50 ЭТАД-80
Грузоподъемность, т................50..............80
Условный диаметр захваты-.....48, 60, 73,89... 73, 89,102,114
ваемых труб, мм
Габаритные размеры, мм:
л длина..............................410.............510
♦ .
>• ширина...>д-Ч--.................. 240.............260
высота........................... 175 220
Масса (без захвата), кг...................от 21.............до 39
В настоящее время выпускается также автоматические элева-
торы двухштропные типа ВМ.ЭТАД грузоподъемностью 50 т. Они
предназначены для захватывания под муфту и удержания на весу
колонны труб бурильных по ГОСТ 631-75 и труб насосно-ком-
прессорных по ГОСТ 633-80 с условным диаметром от 60 до 89 мм
при спуско-подъемных операциях, бурении и ремонте скважин
нефтяных месторождений. Технические характеристики элева-
торов ВМ ЭТАД представлены в табл. 10.4.
Таблица 10.4
Технические характеристики
элеваторов ВМ ЭТАД
Условный диаметр труб, мм Диаметр отверстия затвора, мм Габаритные размеры, мм, не более Масса, кг
высота длина ширина
60 62 215 528 262 36
68
70 215 540 275 37
73 76
81
85 215 560 295 39
89 92
100
580
Элеваторы типа ВМ.ЭТАД аналогичны элеваторам модели
SD-65 фирмы Oil Country.
Конструкция элеватора обеспечивает автоматическое запи-
рание затвора при вводе трубы в зев элеватора. Устройство фик-
сации затвора, закрывающего штропные проушины скоб, ис-
ключает возможность их самопроизвольного открывания.
Для удобства манипулирования элеватором в процессе его
эксплуатации на корпусе и затворе элеватора установлены ру-
коятки.
Ишимбайским машиностроительным заводом освоен выпуск
элеватора с новой системой запирания пальцевого типа ЭТА-П.
Выпускаются элеваторы ЭТА-32П, ЭТА-50П, ЭТА-60П. Преиму-
щества и особенности элеваторов типа ЭТА-П:
— рукоятка выполнена неподвижной относительно корпуса,
благодаря чему практически исключен износ указанных деталей
по месту их сопряжения, являющийся одной из основных при-
чин отказов и списаний элеваторов типа ЭТА;
— из операции закрытия-открытия исключен поворот руко-
ятки, а все управление замком осуществляется только движени-
ем рычага рукоятки, что упрощает работу;
— замок обеспечивает прочную фиксацию его захватного узла
относительно корпуса практически при любых износах в паре
шток — корпус;
— орган управления замком — рычаг — защищен от касания
к элементам грузоподъемного сооружения, что снижает риск не-
санкционированного открытия элеватора;
— замок позволяет вести визуальный и слуховой контроль за
его закрытием;
замок позволяет открытие лишь после его полной разгрузки,
т.е. когда труба будет уложена на приемные мостки;
— не требуется переворот элеватора.
Система запирания элеваторов типа ЭТА-П может быть бло-
кирована в закрытом положении, что повышает их безопасность
при возможных рывках и сотрясениях подвешенной колонны труб.
Наличие блокировки системы запирания элеваторов позво-
ляет подвешивать к ним штанговый элеватор и монтажные тро-
сы, для чего элеваторы типа ЭТА-П могут комплектоваться вклад-
ными серьгами, устанавливаемыми в их захватном узле. Техни-
ческие характеристики элеваторов типа ЭТА-П даны в табл. 10.5.
581
Таблица ]()^
Технические характеристики элеваторов типа ЭТА-П
Показатель ЭТА-32П ЭТА-50П
Грузоподъемность, т 32 50
Условный диаметргладких 4 и высаженных^Й^мм 1,_ ?»" 48, 60, 73 60, 73, 89
Элеваторы балочного типа проще в изготовлении, но облада-
ют большей массой по сравнению с одноштропными.
Элеваторы штанговые
Элеваторы штанговые удерживают на весу колонну насос-
ных штанг в процессе спуско-подъемных операций при ремонте
скважин.
Элеватор штанговый ЭШН (рис. 10.9) состоит из кованого
корпуса подковообразной формы с зевом для ввода штанги [59,
60]. По типу захвата и удержания штанговые элеваторы могут
быть с захватом под высадку или квадрат штанги.
Элеваторы первого типа наиболее распространены и пред-
назначены для работы по двухэлеваторной технологии. Элева-
тор с захватом под квадрат штанги позволяет работать по одно-
элеваторной технологии, однако при работе с этим элеватором
необходимо его соединение с талевым блоком с возможностью
его вращения, так как при свинчивании-развинчивании элева-
тор вращается вместе со штангами. Применение подобных эле-
ваторов наиболее целесообразно при установке развинченных
штанг в вертикальном положении, так как на мачте они уста-
навливаются путем подвески за высадку.
В корпусе имеется кольцевая расточка, в которую вставляет-
ся разрезная втулка. К втулке шарнирно крепится рукоятка, с
помощью которой открывается или закрывается зев элеватора.
Для предотвращения выпадения втулки в корпус ввернуты два
винта, концы которых входят в кольцевой паз на наружной по-
верхности втулки. На опорном выступе корпуса элеватора уста-
навливается сменный вкладыш повышенной твердости, предох-
582
Рис. 10.9. Элеватор штанговый ЭШН
1 — шайба; 2 — шплинт; 3 — штроп; 4, 8 — винт; 5 — вкладыш;
6 — втулка; 7 — корпус
раняющий корпус от износа и преждевременного выхода из строя.
Сменные вкладыши изготавливаются трех размеров, крепятся
они к корпусу с помощью винта. Штроп шарнирно укреплен на
боковых выступах корпуса, изогнутая часть штропа в целях по-
583
вышения прочности усилена. В рабочем положении при закры-
том элеваторе рукоятка утапливается в расширенной части зева
что предохраняет элеватор от самопроизвольного открытия.
Технические характеристики
Грузоподъешу^иь, т.....
Диаметр захватываемых...
насосных штанг, мм
Высота корпуса, мм.....
Диаметр штропа, мм.....
Габаритные размеры, мм:
длина..................
ширина..............
высота .............
Масса, кг.............
ЭШН-5
....5.....
12,16, 19, 22
60
22
228
125
500
9,7
ЭШН-10
....10
16,19,22, 25
72
25
232
125
500
12,7
Элеватор полированных штанг ЭПШ-20
Для захвата и удержания на весу полированных глубинно-
насосных штанг в процессе спуско-подъемных операций при
ремонте нефтяных и газовых скважин используется специаль-
ный элеватор ЭПШ-20 [61] характеристики которого представ-
лены в табл. 10.6.
Для облегчения спуско-подъемных операций со штангами
можно использовать автоматические элеваторы. Элеваторы
штанговые автоматические типа ВМ.ЭША (табл. 10.7), грузо-
подъемностью Ют предназначены для захвата штанг за запле-
чик под элеватор и удержания на весу колонны насосных штанг
по ГОСТ 13877-80 условным размером от ШН 16 до ШН 28
при спускоподъемных операциях, бурении и ремонте скважин
нефтяных месторождений.
Элеваторы типа ВМ.ЭША аналогичны элеваторам фирмы Oil
Country для насосных штанг тяжелого типа. Конструкция элева-
тора обеспечивает автоматическую фиксацию штанги при ее вводе
в зев элеватора. Обеспечение безопасной работы с элеваторами
достигнуто введением в конструкцию штропа двухстороннего
прилива, а в корпус — двухстороннего упора для него, за счет
584
Таблица 10.6
Технические характеристики элеватора ЭПШ-20
Грузоподъемность, т 20
Диаметр захватываемых насосных штанг, мм 30
Диаметр штропа, мм 32
Габаритные размеры, мм 225x163x555
Масса, кг 18
Таблица 10.7
Технические характеристики элеватора штанговые типа ВМ.ЭША [62]
Тип элеватора Условный размер штанг по ГОСТ 13877-80 Диа- метр отверс- тия, мм Габаритные размеры, мм, не более Масса, кг, не более
Высо- та Длина Ши- рина
ВМ.ЭША-10-16/19 ШН 16-ШН 19 24 521 205 167 13,5
ВМ.ЭША-10-19/22 ШН 19-ШН22 27 13
ВМ.ЭША-10-25/28 ШН25-ШН 28 34 12,5
чего создается опрокидывающий момент необходимого направ-
ления.
Для аварийного удержания насосных штанг предусмотрена
подпружиненная защелка. С целью удобства в процессе эксплу-
атации защелки открываются при помощи любой из двух пар
рычагов, расположенных с противоположных сторон корпуса
элеватора.
Втулочные, одноштропные элеваторы подвешиваются на крюк
с помощью серьги. Серьга является элементом конструкции эле-
ватора. В двухштропных элеваторах используются отдельные
585
изделия — штропа [59] эксплуатационные (рис. 10.10) для под-
вески элеватора. Они представляют собой замкнутую стальную
петлю овальной конфигурации, значительно вытянутую по од-
ной оси. Для предохранения штропов от выпадания из проушин
элеватора служат предохранительные пальцы.
Штропы (табл. 10.8) изготавливают цельноковаными, цель-
нокатаными или же сварными с применением контактной свар-
ки последующей^уермической обработкой.
Рис. 10.10. Штропы эксплуатационные
Штропы изготовляются двух типов: тип I — с круглыми
поперечными сечениями по всему периметру штропа, тип II —
со сплющенным поперечным сечением в верхней изогнутой
части штропа. Кроме того, штропа изготавливается в трех ис-
полнениях: А — без безопасной ручки, Б и В — с безопасной
ручкой.
586
Таблица 10.8
Штропы эксплуатационные
РИ-Э/10 ШЭ-28 ШЭ-32 ШЭ-50 ШЭ-80
Тип конструкции I II II II I
Исполнение А В Б В Б В Б Б В
Наибольшая грузоподъемность комплектной пары штопов, т. 10 28 32 50 80
Диаметр поперечного сечения, мм 30 35 40 45 60
Габаритные размеры, мм: длина L ширина В 920 850 850 890 890
180 120 220 370 225 375 240 400 485
Масса полного комплекта, кг 21 22 29 31 37 39 48 50 120
10.4.2 . СПАЙДЕРЫ
Механические спайдеры типа СМ-32 предназначены для зах-
вата и удерживания на весу колонны насосно-компрессорных
труб при спуско-подъемных операциях [59].
Спайдер состоит из корпуса, в нижней части которого рас-
положен центратор д.тя^ центрирования насосно-компрессор-
ных тр^б, удерживаемый подпружиненным фиксатором. С кор-
пусом’шарнирно еО&динен рычаг управления, к одному концу
которого прикреплена клиновая подвеска. С корпусом при по-
мощи неподвижного пальца соединена створка. Для закрытия
зева спайдера створка запирается пальцем, снабженным пет-
лей. Створка и корпус в месте зева в закрытом положении об-
разуют проход для кабеля погружного центробежного электро-
насоса.
Для переноски спайдера к корпусу приварены рукоятки.
Клиновая подвеска состоит из трех клиньев — одного цент-
рального и двух боковых.
Боковые клинья соединены с центральным шарнирно и под-
пружинены в направлении раскрытия.
Плашки спайдера для удобства замены унифицированы с
плашками автомата
АПР-2ВБ. В основании спайдера имеются лапы с прорезями
для крепления к устью скважины. Спайдер устанавливают на
устье скважины, центрируют, закрепляют болтами на время
подъема и спуска труб.
Технические характеристики
Грузоподъемность, т.......................32
Диаметр захватываемых труб, мм.....48, 60 и 73
Габаритные размеры, мм:
длина..................................475
ширина.................................440
высота.................................220
Масса, кг.................................62
Имеется также гидравлический спайдер СГ-32 приводимый в
действие с помощью гидроцилиндра.
588
к более грузоподъемным конструкциям относятся спайдеры
дСГ-80, СГ-80 и СУ-80 [59]. Спайдер АСГ-80 используется в тех
случаях, когда применение автоматов АПР по каким-либо при-
чинам невозможно или нецелесообразно.
Спайдер предназначается для автоматизации операций зах-
вата, удержания, освобождения и центрирования колонны на-
сосно-компрессорных труб при текущем и капитальном ремон-
те скважин. Применение спайдера значительно облегчает труд
операторов и ускоряет ремонт скважин.
Конструктивно спайдер (рис. 10.11) выполнен в виде кольце-
вого корпуса с внутренним коническим отверстием, внутри ко-
торого размещены три клина, шарнирно связанных со специ-
альным направлением. С помощью пружины подвеска с клинь-
ями выталкивается в верхнее положение, а в нижнее положение
опускается под действием силы веса элеватора или колонны труб.
Корпус спайдера соединен с центратором, имеющим смен-
ные вкладыши для центрирования спускаемых или поднимае-
мых колонн труб.
Рис. 10.11. Спайдер АСГ-80:
1 — вкладыш центратора; 2 — корпус; 3- корпус клина; 4 — плашка;
5 — подвеска; 6 — пружина ползуна;? — направляющая
589
Основные узлы и детали спайдера АСГ-80 унифицированы с
автоматом АПР-2ВБ. К ним относятся: клиньевые подвески в
сборе всех размеров; корпус центратора в сборе; втулки центра-
торов всех размеров; корпус клиньев, клинья, плашки, направ-
ления и детали подвески клиньев.
Применяется также гидрофицированный спайдер СГ-80, с
широким диапазоном удерживаемых труб.
♦ - .
^Технические характеристики
спайдера СГ-80
Грузоподъемность, кН(т)............... 800(80)
Условный диаметр........... 33,48,60,73,89,102,114
охватываемых труб, мм
Габаритные размеры, мм:
длина....................................488
ширина..................................440
высота..................................302
Масса, кг, не более........................180
Аналогична конструкция спайдера СУ-80, для которого пре-
дусмотрено гидравлическое управление.
Технические характеристики
спайдера СУ-80
Грузоподъемность, кН(т).............. 800(80)
Условный диаметр..................... 60,73,89
охватываемых труб, мм
Габаритные размеры, мм:
длина.................................670
ширина................................480
высота.............................. 360
Масса, кг, не более.....................100
В случае использования автоматических ключей спайдер обыч-
но встроен в их конструкцию. Управление спайдером может осу-
ществляться так же с помощью пневматики.
590
10.4.3 . ТРУБНЫЕ КЛЮЧИ
Для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных
и бурильных труб при подземном ремонте скважин применяют-
ся ключи различной конструкции. При работе с трубами в ос-
новном применяются ключи шарнирные и цепные. Первые лег-
че цепных, удобны и просты в эксплуатации, при работе с ними
наружная поверхность труб в меньшей степени подвергается по-
вреждениям. В настоящее время применяются ключи как руч-
ные, так и механические, включая автоматы для развинчивания
и свинчивания. Часть ключей являются ручными, часть приме-
няются в механических ключах и автоматах и есть универсаль-
ные ключи.
Только для ручного свинчивания — развинчивания применя-
ются цепные ключи КЦО и КЦН [63, 64]. Этот ключ (рис. 10.12)
состоит из двух щек 2 с зубьями, цепи 3 с плоскими шарнирны-
ми звеньями и рукоятки 7. Щеки и рукоятка соединены прохо-
дящим через середину щек болтом 4 и гайкой 5. Один конец
цепи присоединен к рукоятке при помощи пальца 6 и начально-
Рис. 10.12. Цепной ключ
591
го звена 7. Палец 6 входит в соответствующие отверстия в ще-
ках. Щеки термически обработаны. При установке ключа на трубу g
зубья щек плотно охватывают трубу и служат опорой для руко-
ятки. Нажимая на рукоятку, можно завинчивать или отвинчи-
вать трубу. Щеки имеют по четыре рабочих сектора. При износе
зубцов щеки поворачивают и в работу включаются зубцы неиз-
ношенного сектора. Преимуществами цепного ключа являются
простота конструЙЙги и возможность работы одним ключом с
трубами разного ййаметра.
Цепной ключ надежен в работе; установленный на вертикаль-
ную трубу, он не падает. Это удобно при свинчивании-развин-
чивании труб в процессе ремонтных работ на скважинах. В про-
цессе свинчивания-развинчивания труб оператор и помощник
оператора поочередно толкают рукоятку ключа, и он по инер-
ции продолжает вращаться. Таким образом, ключ передается из
рук в руки.
К недостаткам цепного ключа относятся большая масса,
неудобство зарядки ключа на трубе и сложность освобожде-
ния трубы при заклинивании ее в щеках ключа, а также ис-
тирание и смятие поверхности трубы, что сокращает срок ее
службы. Кроме того, часто отмечается проскальзывание и об-
рывы цепи.
У трубного ключа должны быть исправные, несработанные
звенья цепи и зубья на челюстях. Работать трубными ключами
с применением прокладок между цепью и трубой воспрещает-
ся. Во время работы следует очищать от грязи зубья на челюс-
тях. Нужно иметь в виду, что при работе с цепным ключом
могут быть несчастные случаи: при выпадении ключа из рук
рабочего вследствие загрязненности зубьев или их поломке; при
разрыве цепи; срыве ключа вследствие сработанности зазубрин
на щеках ключа и срыве цепи из-за сработанности упоров, рас-
положенных между щеками ключа. Изготавливаются цепные
ключи двух типов; КЦН — ключ цепной нормальный, КЦО —
облегченный.
592
Технические характеристики цепных ключей для НКТ
КЦО-1 КЦН-1 КЦН-2 КЦН-3
Условный диаметр труб, мм ..60-114.... 60-114 ...114-146;... 146-145
Допустимое усилие.............0,95.... 0,95 .... 1,15... 1,4
на рукоятке, кН
Длина цепи, мм................ 665..... 665 945 ... 1370
Габаритные размеры, мм:
длина......................... 660.....1160 1570... 2100
ширина......................... 92...... 92 122.... 150
высота..........................ПО...... ПО.......136.... 165
Масса, кг......................9,2.... 17,1 24,6....46,1
Шарнирные ключи
Шарнирные ключи имеют ряд преимуществ перед цепными:
они легче, легко и удобно надеваются и снимаются с трубы, не
повреждают ее. Наиболее широко применяются ключи двухшар-
нирные КТНД (рис. 10.13, табл. 10.9) [59, 63].
Ключ состоит из двух основных частей: челюсти 7и рукоятки 2,
шарнирно соединенных. На трубе ключ удерживается пружиной 6,
прикрепленной одним концом к челюсти, другим — к пальцу
шарнира 3.
Рис. 10.13. Ключ трубный КТНД
593
38 Ив
Натяжение пружины регулируется вращением пальца. В на-
тянутом состоянии пружина закрепляется на пальце винта ]
Для удобства работы ключом на челюсти имеется ручка 9, кото-
рая одновременно служит ограничителем движения плашки 8
Труба зажимается ключом в трех местах плашкой, сухарем и
челюстью 7. Плашка и сухарь имеют насечки, которые вдавли-
ваются в трубу для предохранения ключа от скольжения по ней.
В данном ключе^.отличие от КТН вместо сегментного суха-
ря^на оси рукояткй установлена круглая плашка 10 с 48 зубьями
на наружной поверхности. Для предохранения плашки от прово-
рота служит фиксатор 5, который крепится к рукоятке болтом 4.
Таблица 10.9
Технические характеристики ключа КТНД
Параметр КТНД-20-48 КТНД-48-89 КТНД-89-132
Диаметр захватываемых труб, мм 20-48 48-89 89-132
Допустимое усилие на конце рукояти, кН 0,75 2 3
Габаритные размеры, мм:
длина L 360 650 730
ширина В 80 128 190
высота Н 60 120 120
Масса, кг 3,2 7,6 8,2
Для работы с автоматами для свинчивания и развинчивания
насосно-компрессорных труб применяются высокомоментные
ключи.
Наиболее изнашиваемые детали этих ключей — плашки и
сухари; по мере срабатывания их необходимо заменять.
. Для обеспечения нормальной и безопасной работы с ключом
необходимо периодически очищать металлической щеткой на-
сечку сухарей и плашек, а также проверять пружины и при не-
обходимости регулировать их натяг.
Ключи трубные применяются при ручной работе с механи-
ческими ключами типа КМУ и автоматическими ключами типа
АПР.
594
Ключи КТГУ, выпускаемые взамен ключей КТГ, применя-
ются, так же как и ключи КТГ, при механизированном свинчи-
вании и развинчивании труб с помощью автоматов АПР-2ВБ,
дПР-ГП й механических ключей КМУ и КМУ-ГП [59]. Ключ
(рис. 10.14) состоит из рукоятки 5 и створки 3, шарнирно соеди-
ненных с челюстью 6 при помощи пальца 2. При надевании
ключа на трубу створка 3 поворачивается вокруг пальца 2 и под
действием пружины 4 плотно прижимается сухарем 1 к трубе.
В отличие от КТГ ключ КТГУ имеет два сухаря.
Технические характеристики трубных ключей
КТГУ-60 КТГУ-73 КТГУ-89
Условный диаметр труб, мм..... 60 ...... 73 ......89
Максимальный крутящий
момент, кНм..................2,5........3,0......3,5
Габаритные размеры, мм:
длина L...................... 360 376 414
ширина В.................. 150 160 185
высота Н................... 46.........55 55
Масса, кг......................4..........5........7
Ключи трубные двухшарнирные изготовляются двух испол-
нений — КТД и КТДУ.
Рис. 10.14. Ключ трубный КТГУ
595
1
Рис. 10.15. Ключ трубный КТД:
1 — челюсть большая; 2 — пружина; 3 — рукоятка; 4 — удлинитель;
5 —вспомогательная ручка; 6 — сухарь; 7 — челюсть малая
Ключ КТД предназначен для свинчивания и развинчивания
насосно-компрессорных труб вручную, а КТДУ с укороченной
рукояткой-для работы с механическими ключами и автоматами.
Ключ КТД (рис. 10.15) состоит из большой и малой /челюс-
тей, рукоятки 3, шарнирно соединенных между собой. На оси
шарнира большой челюсти и рукоятки насажена пружина 2, стя-
гивающая челюсти к центру образующих дуг, за счет этого ключ
удерживается на трубе. На малой челюсти расположен самоуста-
навливающийся сухарь 6 с дугообразной зубчатой поверхнос-
тью, благодаря которой сухарь по всей поверхности контактиру-
ет с трубой. Это обеспечивает более надежное захватывание тру-
бы и уменьшает давление на контактной поверхности, что пре-
дохраняет сухари и поверхность труб от износа и повреждения.
У ключей КТД-114 рукоятка имеет на конце четыре кольцевые
выточки под пальцы рук рабочего, являющиеся одновременно
элементом страховочного замка при одевании удлинителя. Уд-
линитель представляет собой патрубок со сплющенными края-
ми с двух сторон. Для заводки ключа на трубу необходимо боль-
шую челюсть ключа завести на трубу и повернуть малую че-
люсть до соприкосновения сухаря с трубой, после чего опустить
ручку. Рукоятка 3, нажимая упором на конец малой челюсти,
запирает ключ на трубе. Для одевания на рукоятку удлинителя 4
необходимо завести его на рукоятку по плоской ее части до вы-
точки и затем развернуть удлинитель на 90°. При этом удлини-
тель надежно зафиксировать на рукоятке. Технические характе-
ристики ключей типа КТД дана в табл. 10.9.
596
Таблица 10.9
Технические характеристики ключей типа КТД
Ключ Условный диаметр захватываемых труб или полых штанг, мм Габаритные размеры, мм Масса, КГ
Длина Ширина Высота
ктд-зз 33 345 115 70 2,5
КТД-42 42 350 120 70 3,0
КТДУ-48 48 300 175 72 4,0
КТД-48 48 400 175 72 5,3
КТД-56 56 462 178 72 5,3
КТДУ-60 60 375 200 79 4,6
КТД-60 60 465 200 79 5,4
КТДУ-73 73 320 200 82 5,2
КТД-73 73 640 200 82 7,5
КТДУ-89 89 335 230 82 6,1
КТД-89 89 655 230 82 8,0
КТД-102 102 660 210 82 8,0
КТД-114 114 670 235 82 8,4
(
Для ручного свинчивания развинчивания, а также с приме-
нением механических ключей используются также ключи одно-
шарнирные трубные (КОТ) — табл. 10.10 [60].
Таблица 10.10
Характеристики ключей типа КОТ
Параметр КОТ48-89 КОТ89-132
Наружный диаметр захватываемых труб и муфт к ним, мм 48-89 89-132
Максимальный крутящий момент, кНм 4,0 6,0
Габаритные размеры, мм:
длина 490 520
ширина 126 155
_ высота 120 120
Масса ключа в собранном виде, кг 6,1 7,2
597
Стопорный ключ КСМ предназначен для удержания колон-
ны труб от проворачивания при механизированном свинчива-
нии и развинчивании труб. Ключ (рис. 10.16) состоит из челюс-
тей 1, соединенных шарнирно с помощью пальца 4, двух заще-
лок 2 и сухаря 3. При надевании ключа на трубу под воздействи-
ем пружины одна защелка замыкает ключ, а вторая — предотв-
ращает самооткрыванце. Эксцентричная расточка внутренней по-
ве^сности челюсййГобеспечивает заклинивание сухаря между
трубой и челюСЙю. Для работы с трубами различных диаметров
необходимо менять сухари на соответствующий диаметр труб.
Технические характеристики стопорных ключей
Условный диаметр труб, мм.............60.....73....89
Максимальный крутящий момент, кН м ...2,5...3,0....3,5
Габаритные размеры, мм
длина...................................265
ширина..................................245
высота..................................146
Масса, кг...................................21
К достоинствам ручных ключей можно отнести тот факт, что
при свинчивании труб мала вероятность повреждения резьбы,
т.к. возникающие усилия легко контролируются операторами, а
недостатком является частый недоворот труб, в результате чего в
процессе эксплуатации происходит их отворачивание(особенно
при работе с винтовыми штанговыми насосами).
Рис. 10.16. Стопорный ключ КСМ
598
10.4.4 . ШТАНГОВЫЕ КЛЮЧИ
,!1
Свинчивание и развинчивание насосных штанг и муфт при
ремонте скважин осуществляется при помощи штанговых клю-
чей, изготавливаемых для работ вручную и с автоматами.
Ключ штанговый (КШ имеющий также шифр КШР) (рис.
10.17, а) предназначен для ручной работы [59]. Для каждого ти-
поразмера имеется, как правило, свой ключ.
Круговой штанговый ключ КШК (рис. 10.17, б) с регулируе-
мыми зажимными плашками применяется для отвинчивания
штанг при закрепленном плунжере скважинного насоса [12,
13]. Во время подземного ремонта скважин при заедании плун-
жера скважинного насоса приходится поднимать трубы вместе
со штангами. Так как муфтовые соединения труб не совпадают с
соединениями штанг, после отвинчивания очередной трубы над
муфтой, установленной на элеваторе, будет находиться гладкое
тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен.
Рис. 10.17. Штанговые ключи:
а - КШ; б - круговой КШК; в - КШШ16-25
599
Отвинчивать штанги цепным ключом опасно, так как вследствие
пружинящего действия штанги ключ может вырваться из рук и
нанести травму.
В круговом ключе штанги захватываются плашками, имею-
щими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек неподвижная
и закреплена двумя штифтами к внутренней части ключа, а вто-
рая гЙэдвижная —^внутреннему концу зажимного стрежня.
Технически? характеристики штанговых ключей типа КШ
КШ12 КШ 16 КШ 19-22 КШ 25
Диаметр штанги, мм...12....... 16.....19 и 22.....25
Размеры, мм:
ширина............... 17.......23 27.. 34
высота............ 16 30 30..... 36
длина............ 390......490........710.....710
Масса, кг............1,2......1,6........4,2.....4,6
Технические характеристики ключа КШК
Диаметр отвинчиваемых штанг, мм... 12, 16, 19, 22, 25
Диаметр обода ключа, мм......................560
Высота зева, мм...............................32
Масса, кг..................................... 5,5
Взамен штангового ключа КШ разработан ключ штанговый
шарнирный КШШ 16-25 [64], который заменяет три типоразме-
ра ключа КШ.
Ключ КШШ 16-25 (рис. 10.17, в) состоит из рукоятки 2 и
шарнирной головки 1, прижимаемой пружиной к головке руко-
ятки. Максимальный крутящий момент ключа — 980 Нм. Габа-
ритные размеры 350x125x40 мм, масса — 2,0 кг.
К достоинствам ручных ключей можно отнести тот факт, что
при свинчивании штанг мала вероятность повреждения резьбы,
т.к. возникающие усилия легко контролируются операторами, а
недостатком является частый недоворот штанг, в результате чего
в процессе эксплуатации происходит их отворачивание и ли об-
рыв штанг.
600
10.5. СРЕДСТВА МЕХАНИЗАЦИИ
ДЛЯ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ
В комплексе основных работ, связанных с подземным ре-
монтом скважин, наиболее тяжелы и трудоемки операции по
спуску и подъему насосно-компрессорных труб и штанг. Они в
зависимости от характера ремонта и числа находящихся в сква-
жине труб и штанг занимают от 50 до 80% от общего времени,
затрачиваемого на ремонт скважины. Применение автоматов для
работы с трубами и штангами позволяет в два-три раза увели-
чить скорость спуско-подъема и повысить качество крепления
резьб. Использование манипуляторов также уменьшает затраты
времени на спуско-подъемные работы. К средствам механиза-
ции относятся: трубные механические ключи, штанговые меха-
нические ключи и манипуляторы. Рассмотрим их в этой после-
довательности.
10.5.1. ТРУБНЫЕ МЕХАНИЧЕСКИЕ КЛЮЧИ
Для механизации и частичной автоматизации наиболее тру-
доемких ручных операций при спуске и подъеме насосно-комп-
рессорных труб широкое применение получили автоматы АПР-
2ВБ с приводом от электродвигателя и АПР-ГП с гидравличес-
ким приводом. При ремонте скважин, оборудованных погруж-
ными электронасосами, находят применение механические ключи
КМУ грузоподъемностью 32 и 50 т. При капитальном ремонте -
гидравлический трубный ключ КГП.
Автомат АПР-2ВБ
Автомат АПР используют для механического свинчивания и
отвинчивания труб при помощи вращателя. Он автоматизирует
захват и удержание на весу колонны при помощи автоматичес-
кого спайдера, а также центрирует колонну труб центратором.
Автомат рассчитан на использование его совместно с элеватора-
ми ЭГ, подкладными вилками, трубными КТГ и стопорными
КСМ ключами, а также с элеваторами ЭТА и трубными ключа-
ми КТГУ и КТД [59].
601
Технические характеристики
АПР-2ВБ
АПР-Г
Максимальная грузоподъемность, т......80...........80
Максимальный крутящий момент на
водиле, Нм..........................4410.........4410
Частота вращения-д^дЯла, мин'1........48........ 5—80
Условный диаметр труб
по ГОСТ 633-80, мм.....................48, 60, 73, 89, 114
Габаритные размеры, мм:
длина...............................950
ширина.......................... 525
высота.......................... 650
Масса, кг:
ключа в сборе.......................275
полного комплекта................485
810
525
650
235
445
Автомат АПР-2ВБ (рис. 10.18) со взрывобезопасным элект-
роприводом состоит из блока автомата, клиновой подвески, цен-
тратора, балансира с грузом, электрического инерционного взры-
вобезопасного привода с реверсивным взрывобезопасным пере-
ключателем. Блок автомата представляет собой корпус клиново-
го спайдера с червячным редуктором и водилом, передающим
вращающее усилие трубному ключу. Редуктор защищен кожу-
хом, образующим масляную ванну. Блок автомата крепится к
пьедесталу центратора тремя шпильками.
Блок клиновой подвески состоит из направляющей с кольце-
вым основанием, к которому шарнирно подвешены три клина.
Клинья для труб диаметром 48, 60 и 73 мм сборные и состоят из
корпуса и сменных плашек, закрепляемых в корпусе шплинта-
ми. Для 89 и 114-мм труб клинья монолитные, для труб диамет-
ром 48—89 мм они имеют усы-синхронизаторы, обеспечиваю-
щие их синхронную работу в момент захвата трубы. Для работы
с трубами диаметром 114 мм предусмотрены клиновая подвеска
соответствующего размера и специальный пьедестал-центратор.
Клинья для труб этого диаметра усов не имеют, а синхронная
работа их обеспечивается специальным центратором. Клиновую
подвеску соответствующего размера на время работы вставляют
в корпус автомата.
602
Рис. 10.18. Автомат АПР-2ВБ:
1 — корпус автомата; 2 — червячное колесо; 3 — клиновая подвеска: 4 —
корпус клина; 5 — плашка; 6 — опорный фланец; 7 — водило; 8 — вал
вилки включения маховика; 9 — электроинерционный привод; 10 — ось
балансира; И — направление клиновой подвески; 12 — центратор; 13 —
пьедестал центратора; 14 — фиксатор центратора
Блок центратора для труб диаметрами 48, 60, 73 и 89 мм со-
стоит из пьедестала, к которому тремя шпильками крепится ав-
томат фиксатора и втулок центратора. Центратор ускоряет пере-
ход на работу с трубами другого диаметра. Втулки центратора
изготавливаются для 48—89-мм труб с гладкими и высаженны-
ми концами. Втулку закладывают сверху на борт пьедестала, и
при подъеме труб с муфтами она удерживается фиксатором. Для
работы с 114-мм трубами применяются специальный, центратор
с вкладышем в форме колодки, который автоматически центри-
рует колонну труб относительно автомата в процессе спуска или
подъема.
603
Блок балансира состоит из балансира и надетого на него гру
за. Для обеспечения перемещения клиновой подвески вверх- вниз
балансир на время работы соединяют с блоком автомата.
Автомат АПР-2ВБ комплектуется взрывобезопасным элект-
роприводом ПЭИ-ВБ и инерционным устройством для резкого
увеличения момента на водиле автомата при отвинчивании труб
а так>#е при завинчийййии труб большого диаметра. Инерци-
онное*устройство представляет собой отключаемый маховик,
установленный на валу электродвигателя. Маховик позволяет
обеспечить необходимый режим работы электродвигателя и ис-
пользовать двигатель небольшой мощности — 3,5 кВт. Махо-
вик и муфта включения закрыты кожухом, на котором разме-
щена ручка включения муфты. Электропривод предназначен
для работы в повторно-кратковременном режиме от сети пере-
менного тока.
На заднем щите электропривода монтируется взрывобезопас-
ный пускатель ПРВ-ЗС, в корпусе которого установлены быст-
родействующий реверсивный выключатель барабанного типа и
вилки штепселя с контактными штырями. Реверсирование элек-
тропривода автомата производится посредством поворота руко-
ятки. Блок электропривода соединяется с автоматом тремя бол-
тами. Для более удобного и быстрого монтажа электропривода с
автоматом к конструкции предусмотрены шарнирное устройство
и специальный монтажный винт.
Привод автомата осуществляется от взрывобезопасного элек-
тродвигателя АСВ-41-4А специального исполнения. Мощность
двигателя — 3,5 кВт, напряжение — 380 В, частота вращения —
350 мин1. Управление электродвигателем осуществляется пере-
ключателем реверсивным взрывобезопасным с пускателем типа
ПРВ-ЗС.
Автомат АПР-ГП
Автомат АПР-ГП отличается от автомата АПР-2ВБ гидрав-
лическим объемным приводом с питанием от автономной гид-
равлической станции или от гидравлической системы самоход-
ных агрегатов для подземного ремонта скважин. Наибольший
эффект от применения автоматов АПР-ГП достигается при ус-
тановке их на гидрофицированные самоходные агрегаты. Гид-
ропривод обеспечивает плавную регулировку вращающего мо-
604
мента на водиле. Автомат АПР-ГП комплектуется гидромото-
ром НПА-64, который соединен с блоком автомата муфтами.
К горловине приваривается планка, на которой крепится золот-
никовый кран 14БГ74-24. Гидромотор снабжен предохранитель-
ным клапаном Г52-14.
Ключи механические универсальные КМУ
Эти ключи применяют при текущем ремонте скважин для
механизации операций по свинчиванию и развинчиванию на-
сосно-компрессорных труб с удержанием на весу и центрирова-
нием колонны труб [59]. Наибольшее применение ключ полу-
чил при ремонте скважин с погружными центробежными насос-
ными установками.
Основные узлы ключа (рис. 10.19) — вращатель <?, электро-
привод 5, кронштейн 7 и разрезной спайдер 9. Вращатель пред-
ставляет собой редуктор с прямозубой цилиндрической переда-
чей. Рабочий орган вращателя — большая, разрезная шестерня с
закрепленным на ней водилом.
Привод ключа КМУ-50 электрический инерционный взры-
вобезопасный с питанием от промысловой сети. Электродвига-
тель ключа В100 442-5 исполнения ВЗТ-4В по ГОСТ 23111-78Е,
имеет мощность 3 кВт. Ключ оснащен блоком управления элек-
тропривода с кабелем КРПСН 3X4-1X2,5 по ГОСТ 13497-77Е.
Электропривод управляется с кнопочного поста через магнит-
ный пускатель.
। Вращатель с электроприводом прикреплен быстросъемными
I зажимами к поворотной стойке, состоящей из плиты — кронш-
f тейна, приваренного к спайдеру. Спайдер состоит из разрезного
корпуса, клиньев и рукоятки управления. Колонна НКТ закли-
нивается в спайдере. Ключ надвигается на колонну труб поворо-
том вокруг кронштейна, при этом стяжной болт фиксатора вра-
щателя, скользя по эксцентричной поверхности спайдера, попа-
дает в его паз и фиксирует совмещение вращателя со спайдером.
Включением кнопки управления водило приводится во враще-
ние. Прорези большой шестерни и корпуса совмещают специ-
альным совмещающим механизмом.
На базе ключа КМУ-32 разработан механический универсаль-
ный гидроприводной ключ КМУ-ГП, который применяется на
гидрофицированных самоходных ремонтных агрегатах.
605
< ♦
Рис. 10.19. Ключ механический
универсальный КМУ
1 — блокировочная рукоятка;
2 — механизм совмещения про-
резей рабочей шестерни и кор-
пуса: 3 — водило; 4 — редук-
тор; 5 — электропривод; б —
смежный маховик; 7 — крон-
штейн; 8 — вращатель; 9 —
спайдер
Технические характеристики
Максимальная грузоподъемность, т.... 32
Частота вращения водила, мин1.....55
Максимальный крутящий........
момент на водиле, Н м
Диаметр захватываемых труб, мм
Габаритные размеры, мм:
длина ..............
ширина...........
высота...........
Масса, кг:
ключа в сборе.......
полного комплекта
КМУ-32 КМУ-32- КМУ-50
-ПТ
..32...
5-80
4410
50
55
48, 60, 73, 89
840
410
1020
950.
410.
1020
960
590
960
360
460
330
420
360
425
Ключ подвесной КГП
Ключ подвесной гидравлический КГП предназначен для свин-
чивания, закрепления и развинчивания труб диаметром 73 и 89 мм
[56, 59].
Ключ состоит (рис. 10.20) из рычага с редуктором 13, челюсти
передней 6, челюсти задней 15, челюсти сменной 5, подвески 1,
регулятора расхода для гидрофицированных установок А-50.
Рычаг с редуктором 13 представляет собой сварную конст-
рукцию, в средней части которой расположен шестеренчатый
редуктор с гидромотором. Гидромотор приводится в действие
реверсивным золотником с ручным управлением, размещенным
на конце рычага, или дистанционно — золотником с поста опе-
ратора. При дистанционном управлении ключом золотник, ус-
тановленный на ключе, служит для изменения направления вра-
щения труб.
Для передачи вращения ведущему ролику передней челюсти 6
между выходным валом редуктора и осью ведущего ролика уста-
новлена цепная передача, закрытая кожухом. Передняя и задняя
челюсти ключа шарнирно укреплены на передней части рычага.
Внутри передней челюсти, шарнирно укрепленной на рычаге с
редуктором, расположен ведущий ролик 7 с зубчатой насечкой,
607
15 14 13 12 11
Рис. 10.20. Ключ гидравлический
подвесной КГП:
1 — подвеска; 2 — гидромотор; 3, 14 _
болты регулировочные; 4 — замок-
5 — челюсть сменная; 6 — челюсть пе-
редняя; 7 — ролик зубчатый; 8 — ка-
ретка; 9 — цилиндр; 10 — цепная пе-
редача; 11 — канат гидрораскрепителя:
12 — золотник реверсивный: 13 — ры-
чаг с редуктором: 15 — челюсть задняя
который с помощью каретки 8 и гидравлического цилиндра 9
перемещается к трубе во время свинчивания или развинчива-
ния. В исходное положение ролик отводится с помощью пружи-
ны. Вращение ролику 7 передается цепной передачей от звез-
дочки, установленной на рычаге с редуктором. Для замены ро-
лика /необходимо снять крышку, отвернув болты, и с помощью
рычага снять ось ролика. Ролик заменить и ось собрать в обрат-
ной последовательности. Со стороны трубы установлены зубча-
тые сухари для захвата бурильного замка при его закреплении
или откреплении. Внутри задней челюсти установлен ролик с
гладкой поверхностью, который, так же как и в передней челю-
сти, с помощью каретки и гидравлического цилиндра переме-
щается к бурильной трубе. На челюсти со стороны трубы также
установлены зубчатые сухари для захвата бурильного замка при
его закреплении и откреплении.
Для закрытия ключа на трубе челюсть имеет защелку. Смен-
ная челюсть 5 шарнирно крепится с помощью оси к передней
челюсти. Внутри сменной челюсти установлены два гладких ро-
лика. С левой стороны челюсть имеет два зуба, с помощью ко-
торых ключ может устанавливаться на бурильных замках диа-
метром 95 и 109 мм.
608
С помощью подвески ключ подвешивается на скважине. Го-
ризонтальное положение ключа регулируется подвеской 14 и
кареткой 8. В зависимости от сборки ключ КГП может быть
правого или левого вращения.
Технические характеристики
Диапазон работы ключа:
с трубами диаметром, мм.........................73—89
с замками, мм..................................95—108
Максимальная частота вращения
трубы при свинчивании, мин1:
диаметром 73 мм с замком диаметром 95 мм..........144
диаметром 89 мм с замком диаметром 108 мм..........125
Максимальный крутящий момент, кН-м:
при свинчивании-развинчивании бурильной трубы...0,589
при раскреплении бурильной трубы...................30
Максимальное давление в гидросистеме, МПа.............8
Подача гидросистемы, л/мин........................60—70
Габаритные размеры, мм:
длина............................................1020
высота............................................590
ширина............................................760
Масса, кг...........................................410
Ключ подвесной гидравлический КПГ-12 предназначен для
механизации операций по свинчиванию-развинчиванию колон-
ны насосно-компрессорных труб (НКТ) и бурильных труб при
подземном и капитальном ремонте скважин, эксплуатируемых
всеми видами оборудования, в условиях умеренного и холодно-
го макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80 при темпе-
ратуре окружающего воздуха от -60 до +40 °C [56].
В ключе предусмотрена плавная регулировка крутящего мо-
мента. Пятикулачковая конструкция захвата отличается суще-
ственными преимуществами по сравнению с двух-трехкулочко-
выми трубными ключами. Ввиду того, что пятикулачковый зах-
ват образует полную окружность вокруг трубы и легко приспо-
сабливается к потерявшим правильный зазор контурам, рабочие
609
39 Ив
усилия равномерно распределяются по окружности, обеспечи-
вая жесткий зажим без деформации трубы или проблем оставле-
ния меток на трубе.
Динамический баланс специального 360-градусного ротора
обеспечивает плавную работу даже при высоких скоростях. При-
сущая конструкции высокая прочность и отсутствие деформа-
ции обеспечивают экономию в весе и размере без ухудшения
х^актеристиюурвоча. Изолированная планетарная коробка
передач с цельным ротором не требует значительного техничес-
кого обслуживания.
Характеристики
Максимальный крутящий момент, кН-м (кгс-м):
низкая передача............................... 12 (1200)
высокая передача.............................. 2,4 (240)
Диапазон изменения крутящего момента, кНм (кгс-м):
низкая передача............................ 0—12 (0—1200)
высокая передача.........................0—2,4 (0—240)
Частота вращения трубозахватного устройства, об/с (об/мин):
низкая передача.................................0,4 (24)
высокая передача..............................2,0 (120)
Условный диаметр свинчиваемых
и развинчиваемых труб, мм..........,.....48, 60, 73, 89, 114
Привод ключа гидравлический от гидросистемы агрегата
Максимальное давление, МПа (кгс/см2)............. 13,5 (135)
Габаритные размеры в собранном виде, мм: “
длина........................................... 1220
ширина............................................560
высота.......................................... 2320
Масса, кг, не более:
в собранном виде..................................485
полного комплекта.................................505
Полный срок службы, лет, не менее......................7
К достоинству гидравлических ключей следует отнести безу-
дарную работу и возможность менять частоту вращения, момент
свинчивания и развинчивания и конструктивно просто ограни-
чивать максимальный крутящий момент. К недостаткам этих
ключей следует отнести относительную с электроприводными
сложность в изготовлении и эксплуатации.
10.5.2. ШТАНГОВЫЕ МЕХАНИЧЕСКИЕ КЛЮЧИ
। Автоматический штанговый ключ АШК-ТМ
Н Ключ АШК-ТМ (рис. 10.21) состоит из двух основных бло-
чков: блока редуктора I и блока стойки II [61, 62].
Р.ис. 10.21. Штанговый ключ АШК-ТМ
В блок редуктора входят захватная часть со сменными верх-
ними ключами 1, редуктор 2, сменные маховики 3, пост управ-
ления приводом 4, электродвигатель 5, стопорное устройство
штанг 9 со сменными нижними ключами.
Блок стойки состоит из кронштейна б, основания воронки 7,
сменных переводников 8. Одним плечом кронштейн 6 смонти-
рован на основании-воронке 7 и может свободно вращаться от-
носительно оси скважины. Редуктор ключа 1 может свободно
611
Технические характеристики
Максимальный крутящий момент
на захватной части ключа, Н м..................... 10 1
Диаметр насосных штанг, мм.........................16—:
Частота вращения захватной части ключа, мин-1..........1 j
Привод..........................Электрический инерционный
• взрывобезопасный с питанием
' от промысловой сети
Электродвигатель.................................В71/В4
Мощность, кВт......................................0,75
Частота вращения, мин'1........................... 1380
Габаритные размеры, мм:
длина...........................................740
ширина..........................................560
высота..........................................720
Масса ключа с приводом, кг........................170
подворачиваться относительно оси электродвигателя в подшип-
никах, расположенных на другом плече кронштейна 6.
В комплект АШК-ТМ входят также специальные ключи и
штанговые элеваторы. При монтаже ключа АШК-ТМ на сква-
жине в резьбовую часть устьевого оборудования ввинчивается
основание воронки 7 с кронштейном 6 и сменным переводни-
ком 8 соответствующего размера. На кронштейне 6 монтируется
блок редуктора. К промысловой сети подключается электродви-
гатель 5, а пост управления приводом 4 крепится на стойке бло-
ка редуктора.
Перед началом работы в зависимости от типоразмера штанг в
захватную часть 1 вставляется верхний ключ соответствующего
размера, а в стопорное устройство 9 — нижний ключ. На вал
электродвигателя 5 насаживается маховик 3 соответствующего
размера. При свинчивании или развинчивании очередного резь-
бового соединения штанг оператор надвигает блок редуктора на
штангу, чтобы грани квадрата верхней штанги совместились с
гранями выреза сменного верхнего ключа. Затем оператор кру-
говым вращением блока редуктора устанавливает на квадрат
нижней штанги сменный нижний ключ стопорного устройства 9.
612
После совмещения вырезов сменных ключей с квадратами резь-
бового соединения оператор поворотом рукоятки включает элек-
тродвигатель 5 и осуществляет свинчивание и развинчивание
соединения. По окончании этого процесса оператор отводит
рукоятку стопорного устройства 9. При этом квадрат нижней
штанги освобождается от сменного нижнего ключа. При после-
дующем повороте блока редуктора относительно оси скважины
осуществляется совмещение прорези сменного ключа с проре-
зью блока редуктора, после чего отодвигается блок редуктора в
исходное положение.
В последующем при свинчивании или развинчивании оче-
редного резьбового соединения штанг цикл повторяется.
Ключ КМШЭ
Ключ механический штанговый электропривод ной КМШЭ
состоит из устьевого блока и блока управления (рис. 10.22) [60].
Устьевой блок выполнен из двух частей: неподвижного осно-
вания для установки на устье скважины и подвижного корпуса 4,
фиксирующегося при повороте в любом положении относительно
неподвижного основания 5. На основании шарнирно установ-
лена откидная вилка 1, предназначенная для удержания на весу
колонны штанг.
Двухступенчатый редуктор б, расположенный в корпусе 4,
обеспечивает передачу вращения от электропривода 3 ручного
штанговому ключу через водило 2.
5
Н’ Рис. 10.22 Ключ механический штанговый типа КМШЭ
613
При установке на скважине устьевой блок монтируют на муфту
устьевого фланца с таким расчетом, чтобы штанги, спускаемые
в скважину, прижимались к откидной вилке; в таком положе-
нии закрепляют блок двумя винтами. После крепления устьево-
го блока корпус ключа с приводом поворачивают в положение
позволяющее оператору видеть мостки и подъемник, после это-
го закрепляют в этомположении.
4 - 9^*7'.
^'Технические характеристики
Максимальный крутящий момент, кНм............0,98
Диаметр насосных штанг, мм................. 16—25
Частота вращения водила, мин-1................100
Привод........................В71В4 взрывобезопасный
Мощность привода, Вт..........................750
Частота вращения, мин’1 .....................1380
Передаточное число редуктора................ 13,6
Габаритные размеры, мм:
длина.......................................610
ширина......................................430
высота......................................470
Масса комплекта, кг...........................145
Ключ КДГ
Ключ с дистанционным управлением предназначен для авто-
матизированного свинчивания и развинчивания насосных штанг
в процессе спускоподъемных операций при текущем ремонте
скважин [60]. Привод КДГ гидравлический с питанием от насо-
са самоходных агрегатов.
Ключ КДГ состоит из блока гидромеханической части клю-
ча, представляющего собой шарнирный многозвенник, в одно
из звеньев которого входит гидроцилиндр с поршнем. Шток
поршня шарнирно связан со створкой стопорной части ключа.
В блок Гидромеханической части входит захватное устройство,
представляющее собой вращатель от ключа АШК-Г с гидромо-
тором вместо электродвигателя. Гидравлический мотор и ци-
линдр связаны таким образом, что при подаче рабочей жидкости
к ним автоматически осуществляется необходимая для свинчива-
614
ния И развинчивания штанг последовательность операций. Блок
соединяется с пультом управления рукавами высокого давления.
Технические характеристики
Максимальный вращающий момент, кНм............0,98
Частота вращения захватной части, мин-1 ...130—165
Диаметр насосных штанг, мм............16, 19, 22 и 25
Габаритные размеры, мм................ 960x520x400
Масса полного комплекта, кг....................280
10.6. ГРУЗОПОДЪЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Грузоподъемное оборудование предназначено для проведе-
ния спуско подъемных операций и состоит из вышек (мачт),
талевых систем, лебедок и их привода, которым, чаще всего,
является двигатель транспортного средства. Параметры грузо-
подъемного оборудования определяются массой спускаемого
инструмента и, следовательно, глубиной спуска и конструкцией
скважинного оборудования.
10.6.1. ВЫШКИ И МАЧТЫ
Для подвеса талевой системы, поддержания колонны труб или
штанг в скважине, отвода поднятой свечи труб или штанг от оси
устья и складирования их на период ремонта подъемные уста-
новки оснащаются вышками. Вышки, используемые в бурении
и подземном ремонте, делятся на башенные и мачтовые. Выш-
ки, имеющие три и более несущих элемента (ноги), относятся к
башенным, а одна или две — мачтовые. Башенные вышки имеют
высокую жесткость и сопротивление кручению и используются
для бурения при высоком уровне нагрузок. Мачтовые вышки
имеют более легкую конструкцию, требующую меньше времени
на монтаж и демонтаж. Для подземного ремонта в основном ис-
пользуются мачтовые вышки. На промыслах применяют подъем-
ные сооружения двух видов: стационарные и передвижные.
К стационарным сооружениям относятся различного типа
вышки и мачты (двуножки). Вышки изготовляют из сортового
615
проката или из отработанных бурильных и насосно-компрес-
сорных труб. Наиболее распространены вышки высотой 24 и 22 м
(ВЭТ-24 х 75 и ВЭТ-22 х 50) грузоподъемностью 75 и 50 т. Рас-
стояние между ногами в нижней части от 6 до 8 м, а в верхней
части 2 м. На рис. 10.23 показана вышка ВЭТ-22 х 50.
Рис. 10.23. Эксплуатационная вышка ВЭТ-22 X 50
Иногда применяются трехногие металлические вышки высо-
той 24 м и грузоподъемностью 40 т. Ноги такой вышки изготов-
ляют из 100 и 75-мм труб; расстояние между ногами внизу 5 м и
вверху 2 м.
Для неглубоких скважин вместо вышек применяют мачты.
Промышленностью освоены металлические мачты двух типов:
МЭСН-15 х 15 на грузоподъемность 15 т и МЭСН-22 х 25 на
грузоподъемность 25 т. Мачта (рис. 10.24) состоит из двух ног,
616
Рис. 10.24. Эксплуатационная мачта МЭСН-15 X 15
выполненных из трех насосно-компрессорных труб диаметром
63 мм, связанных между собой поперечинами из 50 мм труб.
Мачта 15Х 15 (И — 15ми Q = 15 т) снабжена двухмаршевой
лестницей, а мачта 22 X 25 (Я — 22 м и Q = 25 т) — трехмарше-
вой. На верхние плиты мачт устанавливают кронблок. Для удоб-
ства монтажа и транспортирования мачта делается разъемной.
Стационарные вышки или мачты используются всего лишь
2—3% календарного времени в году. Строительство вышек около
617
каждой скважины приводит к крупным неоправданным денеж-
ным расходам, а также к большому расходу металла. В связи с
этим в последнее время пользуются практически только пере-
движными мачтами и передвижными агрегатами с мачтами
или вышками для ремонта скважин. На рис. 10.25 показана
передвижная мачта, которая перевозится трактором с лебед-
кой и монтируется у скважины лебедкой трактора-подъемника.
На цромыслах прц^жяют передвижные телескопические мачты
ПТМТ-40. Все узлй установки смонтированы на гусеничной те-
лежке «Восток». Высота мачты при выдвижении первой ступени
15 м, а второй — 20 м. При работе на первой ступени грузоподъ-
емность мачты 40 т, на второй — 25 т.
Рис. 10.25. Передвижная мачта ПТМТ-40:
а — транспортное положение мачты; б — рабочее положение мачты
На агрегате подземного ремонта «Бакинец» (рис. 10.26) при-
менялась мачта, транспортируемая сложенной вдвое. Мачта со-
стояла из двух частей, шарнирно связанных между собой. При
начале работы на скважине мачта поднималась в рабочее состо-
яние с помощью специального привода.
618
5
6 7
8
9
Рис. 10.26. Общий вид агрегата «Бакинец» в транспортном положении:
1 — механизм подъема мачты; 2 — опоры мачты; 3 — мачта; 4 — талевый
блок с трехрогим крюком; 5 — подвеска талевого блока с крюком; 6 —
освещение агрегата; 7— ролик якорный; 8 — масляный бачок; 9 — стояк;
10 — топливный бак; 11 — трактор; 12 — кабина с ограждением лебедки;
13 — управление агрегатом; 14 — ограждение шестерни; 15 — домкрат; 16
— коробка перемены передач; 17 — сборка барабанного вала; 18 — при-
способление для крепления мертвого конца
Современные мачты агрегатов для подземного ремонта, как
правило, имеют двух секционную телескопическую конструк-
цию. Последнее означает, что секции входят одна в другую.
Выдвижение секций производят с помощью лебедки или гидро-
цилиндров. Конструкция с гидроцилиндрами проще, работает
надежнее и безопаснее. Однако такой вариант оказывается до-
роже в изготовлении, т.к. требуется изготовление длинноходо-
вого цилиндра. Использование телескопической конструкции
цилиндра упрощает его изготовление, но усложняет конструк-
цию. В некоторых агрегатах используются цельные мачты, как
например, в АР32/40. Для достижения необходимого уровня ус-
тойчивости мачт используются растяжки. Для уменьшения вре-
мени на монтаж и демонтаж часть растяжек крепят к раме транс-
портного средства. При проведении спуско-подъемных опера-
ций трубы и штанги могут укладываться на горизонтальные мо-
стки или устанавливаться вертикально. Горизонтальная укладка
требует больше времени, но при вертикальной повышается оп-
рокидывающий момент от веса труб. В тоже время при горизон-
619
тальной укладке труб свечами возникает большой прогиб в се-
редине свечи и, следовательно, в резьбовых соединениях возни-
кают значительные усилия. При использовании вертикальной
установке труб и штанг требуется оборудовать на мачте площад-
ку для верхового рабочего.
Основное требование, предъявляемое к конструкции мачт
подъемных установок — малая металлоемкость при оптималь-
ней жесткости кд>*етрукции.
Для установок грузоподъемностью до 200 кН изготовляют
цилиндрически^'мачты из труб и в виде пространственной фер-
мы из труб или профильного проката (уголка, швеллеров, поло-
го прямоугольника и т.п.). Формы сечения всей мачты могут
быть трех-или четырехгранными, замкнутыми или с одной опор-
ной гранью и открытой частью со стороны скважины. Опоры
мачты являются продолжением основных ног и могут быть из-
готовлены вместе с ногами или раздельно. Раздельное исполне-
ние опоры повышает устойчивость установки при транспорти-
ровании, облегчает подъезд и монтаж установки на устье, но
характеризуется большей трудоемкостью изготовления.
В качестве материала для изготовления ног, поясов и растя-
жек применяются низкоуглеродистые стали. В случаях работы
мачт при низких температурах следует выбирать соответствую-
щие материалы.
К основным параметрам, определяющим конструкцию мач-
ты (рис. 10.27), относятся грузоподъемность Ри высота Н.
Грузоподъемная сила мачты больше, чем нагрузка на крюке
(т.е. грузоподъемная сила агрегата). Учитывается сила тяжести
оснастки вышки и иногда некоторый запас для увеличения проч-
ности мачты. Высота мачты считается от земли до оси кронб-
лока. Таким образом, при определении высоты мачты Я необ-
ходимо учесть высоту Яок от оси кронблока до нижней плоско-
сти площадки мачты (места установки кронблока), запас по
высоте для пути безопасного торможения талевого блока Ябез,
высоту талевого блока Ятб, крюка Якр, штроп Яш, элеватора Яэ,
трубы или двухтрубки Ятр и механизма для свинчивания и
развинчивания труб Ямс, высоту от земли до фланца устья сква-
жины Яф [13];
Н = Яок + я без + Ятб + Як + Яш + Яэ -f- Ятр + Ямс + Яф.
620
Рис. 10.27. Конструкция
телескопической мачты:
1 — нижняя секция, 2 — верхняя
секция, 3 — оттяжки, 4 — основа-
ние кронблока, 5 — опора мачты
Расстояние, обеспечива-
ющее остановку талевого
блока до удара его о под-
кронблочную балку, Ябез за-
висит от маховых масс дви-
жущихся частей после от-
ключения привода лебедки.
Практически установлено,
что Ябез = 1,5—2 м в зависи-
мости от грузоподъемности
установки.
Угол наклона мачты к
вертикали. Наклон в само-
ходных подъемных установ-
ках (в отличие от буровых
установок) продиктован не-
обходимостью увеличения
размеров рабочей площадки на устье скважин, которая при вер-
тикальном положении мачты ограничивается пространством
между ее ногами. Кроме того, наклон обеспечивает свободный
путь следования талевого блока по вертикали. Угол наклона
устанавливается в зависимости от принятой высоты мачты и
составляет 4—7°.
При эксплуатации мачт необходимо контролировать действу-
ющие на нее нагрузки.
1. Подъем мачты. В этом случае на горизонтально располо-
женную мачту действуют силы тяжести собственно мачты, час-
тей талевой системы и усилие гидроцилиндра в шарнире подсо-
единения его к мачте. Ферма мачты в этом случае подвергается
изгибу.
2. Проведение спуско-подъемных работ, когда на мачту или
вышку действует полная нагрузка на крюке и предельная ветро-
621
вая нагрузка, при которой допустима работа бригады капиталь-
ного ремонта.
3. Воздействие максимальной ветровой нагрузки, возможной
в данном районе работ, при трубах, установленных внутри выш-
ки наклонно.
При действии сильных ветровых нагрузок в ряде конструк-
ций предусмотрена установка дополнительных растяжек.
Высота мачтлриведена в характеристике агрегатов подзем-
f ного ремонта^! качестве примера приведем характеристики двух
*' секционной.вышки В-40, выпускаемой Воткинским заводом [62].
На рисунке 10.28. представлена вышка в сложенном положении
(а) и с выдвинутой секцией в двух (б и в) проекциях.
Технические характеристики
Грузоподъемность, т 40
Высота мачты до оси кронблока, м 18
Кронблок Одноосный
Количество желобов шкива кронблока, шт. 3
Диаметр шкива кронблока по дну желоба, мм 580
Профиль желоба канатного шкива под канат диаметром, мм 22,5
Масса, не более, т 2
Габаритные размеры, мм: высота длина ширина В транспортном положении 1020 9115 1790
Применяется в качестве комплектующего оборудования в аг-
регатах АПРС 32, АПРС 32/40, АПРС 37, АПРС 40, АПРС 50.
Отличительные особенности по сравнению с аналогами:
— снижена металлоемкость на 6—8% и улучшены прочност-
ные характеристики за счет применения профильных труб пря-
моугольного сечения;
— покрытие осуществляется специальной грунт-эмалью, ис-
пользуемой только в оборонной промышленности, стойкой к
нефтепродуктам и резким перепадам температуры;
— сварочные работы проводятся в среде защитных газов.
При расчете мачты в период ее подъема определяют силы
тяжести ее отдельных секций, силу тяжести оборудования мач-
622
Рис. 10.28. Вышка В-40
м
а б
в
ты. Определяют реакцию в
шарнире мачты и в точке
подсоединения гидроцилин-
дра. Для этого составляют
уравнения равновесия сил,
направленных по оси мачты
перпендикулярно к ней, а
также уравнение моментов,
действующих на мачту. Пос-
ле определения сил, действу-
ющих на мачту, она рассчи-
тывается подобно мачте, на
которую действует ветровая
нагрузка.
Расчетная ветровая на-
грузка Рв на ферму мачты без
учета ее наклона определя-
ется из выражения [13]:
P„ = pS,
где р — нагрузка на единицу
площади; S— расчетная пло-
щадь фермы мачты, вычис-
ленная по контуру ее эле-
ментов (т.е. по площади эле-
ментов стержней в ферме
мачты).. Нагрузка р опреде-
ляется по формуле
Р = <7»^пр(3.
Здесь q0 — нормативное значение статистической составляю-
щей ветровой нагрузки; к — коэффициент, учитывающий высоту
Расположения от земли рассчитываемого участка мачты; спр — аэро-
динамический коэффициент; Р — коэффициент, учитывающий
623
динамичность (пульсацию) ветрового напора и возможные соб-
ственные колебания мачты.
Нормативные значения статической составляющей ветровой
нагрузки qo определены ГОСТом и строительными нормами
проектирования.
Территория РФ по значению нормативной статической со-
ставляющей ветровой нагрузки (Н/м2) разделена на семь райо-
нов: 1 - 270; II - 350; III - 450; IV - 550; V - 700; VI - 850-
VII - 1000.
Конструкщгц^аЧЙдо рассчитывать на наибольшие ветровые
нагрузки для .соответствующих районов. При нагрузках более
450 Па спуско-подъемные работы не проводятся.
При расчете мачты, в которой трубы установлены вертикаль-
но, расчет ведется на полный комплект труб, у которых сила
веса приложена по середине трубы, а усилие на мачту передает-
ся через высоту на которой расположен упор для труб. Угол на-
клона труб принимается около 4—7° от вертикали.
10.6.2. ТАЛЕВЫЕ СИСТЕМЫ
Натяжение на подвижной ветви каната, наматываемого на
барабан подъемника или агрегата при подземном ремонте сква-
жин, уменьшается при помощи талевой системы, состоящей из
системы неподвижных шкивов — кронблока, подвижных шки-
вов — талевого блока, крюка и талевого каната.
Кронблок устанавливается на верхней площадке вышки или
мачты, талевый блок подвешивается на талевом канате, один
конец которого после оснастки прикреплен к барабану подъем-
ной лебедки, а другой к раме вышки или к талевому блоку. Крюк
подвешивается к нижней серьге талевого блока или изготавли-
вается совместно с талевым блоком и называется крюкоблок.
Количество шкивов талевого и кронблока определяют оснастку
талевой системы и обозначаются, например 2x3, где 2 — число
шкивов талевого блока и 3 — число шкивов кронблока, соединен-
ных с талевым блоком (т.е. исключая дополнительные шкивы).
Кронблоки
Кронблоки эксплуатационные (рис. 10.29) являются непод-
вижной частью талевой системы.
624
Рис. 10.29. Кронблоки:
а ~ исполнение I; б — исполнение II; 1 — ограждение; 2 — шкив; 3 —
опора; 4 — ось шкивов; 5 — кожух; 6 — подкронблочная рама
Кронблоки КБН предназначены для работы в районах с уме-
ренным климатом, типа КБ — в умеренном и холодном клима-
те [59].
Последние изготавливаются двух видов (табл. 10.13):
— исполнение I — для передвижных подъемных установок —
и стационарных эксплуатационных мачт;
— исполнение II — с подкронблочной рамой для стационар-
ных эксплуатационных вышек.
625
40 Ив
Таблица 10.13
Технические характеристики кронблоков
Кронблок Грузо- подъем- ность, т Число канат- ных шкивов Диаметр, мм Габаритные размеры, мм Массак кг
шкива по дну желоба тале- вого каната дли- на шири- на высо- та
Исполнение I KBS'-12,5 ’ 3 360 14,5 500 410 460 120
КБЗ-20 20х 3 450 18,5 600 420 560 140
КБЗ-32 32 3 560 22,5 720 485 690 200
КБ4-50 50 4 630 25 850 645 760 480
КБ4-80 80 4 710 28 1020 850 900 850
КБ6-125 125 6 710 28 1020 960 940 1200
Исполнение II КБ4-50Р 50 4 630 25 675 850 1055 725
КБ4-80Р 80 4 710 28 2225 2225 2225 1150
КБ6-125Р 125 6 710 28 970 1045 1070 1600
КБНЗ-15 15 з • 380 19,5 475 360 465 118
КБН4-25 25 4 480 19,5 575 435 565 180
КБН5-50 50 5 580 22,5 2250 780 875 800
В зависимости от грузоподъемности кронблоки выпускаются
с различным числом канатных шкивов, устанавливаемых на под-
шипниках качения. Конструктивно кронблоки всех грузоподъ-
емностей не отличаются друг от друга. Шкивы у всех кронбло-
ков расположены на одной неподвижной оси, покоящейся на
опорах и закрепленной стопорными болтами.
Канатные шкивы, посаженные на ось на двух роликоподшип-
никах, разделяются друг от друга стопорными кольцами.
Во избежание перемещения шкивов вдоль оси кронблока
последняя имеет с одной стороны бурт, а с другой — навинчен-
ную на резьбу оси круглую гайку со стопорной шайбой. Смазка
к роликоподшипникам поступает через продольное сверление
внутри оси, которое связано радиальными сверлениями с поло-
стью между подшипниками. Выходы продольного канала на кон-
цах оси закрываются прессмасленками. Шкивы снабжены крыш-
ками, предотвращающими вытекание смазки и попадание грязи
в подшипники. Шкивы выполнены с отверстиями в диске для
снижения инерционных моментов. Это предотвращает проскаль-
зывание канавки шкива относительно каната при разгоне и тор-
626
можении поднимаемого инструмента, и следовательно, снижает
износ каната. Шкивы кронблоков закрыты быстросъемными
ограждением или кожухом. Ограждение кронблока предотвра-
щает соскальзывание талевого каната со шкивов.
В кронблоке кроме шкивов связанных с талевым блоком име-
ются шкивы для работы с тартальной и вспомогательной лебед-
кой по одному на каждую лебедку.
Кронблоки обозначаются следующим образом. Первые две
буквы КБ сокращение слова кронблок, затем идет цифра обо-
значающая количество шкивов для талевой системы (исключая
вспомогательные для тартальной и вспомогательной лебедок),
затем его грузоподъемность в тоннах.
Талевые блоки
Талевые блоки-подвижная часть талевой системы при спус-
коподъемных операциях, предназначены для работы в районах с
умеренным климатом (тип БТН) и с умеренным и холодным
климатом [59].
Талевые блоки (рис. 10.30) всех типоразмеров (конструктив-
но отличающиеся друг от друга только числом канатных шки-
вов) представляют собой канатные шкивы, насаженные на ро-
ликоподшипниках на ось, неподвижно установленную в двух
щеках, закрепленных гайкой.
Канатные шкивы на
оси отделены друг от
друга распорными коль-
цами. Подшипники сма-
зываются индивидуаль-
но через продольное и
радиальное отверстия в
оси. На торцах оси вы-
ходы продольного кана-
ла закрыты пробками.
Рис. 10.30. Талевый блок:
/ — щека; 2 — боковой кожух;
3 ~ ось шкивов; 4— подшип-
ник; 5 — шкив; 6 — серьга
627
По аналогии с кронблоками канатные шкивы талевого блока
имеют боковые крышки, предохраняющие от попадания грязи и
вытекания смазки. К нижней части щек подвешена серьга для
соединения с крюком. Верхние и нижние части щек соединены
траверсами, образуя корпус талевого блока. Канатные шкивы зак-
рыты откидными, съемными кожухами с прорезями и имеют ог-
раничители, предохраняющие от соскакивания талевого каната.
В настоящее время используются конструкции совмещающие
тйлевые блоки" йжрюки, называемые крюкоблоками. В этом слу-
чае серьга отсутствует, талевого удлиняются и соединяются не-
посредственно с подвеской крюка. Конечная конструкция полу-
чается проще и меньше в высотном габарите.
Таблица 10.14
Технические характеристики талевых блоков
Талевый блок Грузо- подъем- ность, т Число канат- ных шкивов Диаметр, мм Габаритные размеры, мм Масса, кг
шкива по дну желоба тале- вого каната длина L ширина В высота Н
БТ2-12,5 12,5 ? 360 14,5 800 430 250 140
БТ2-20 20 2 450 18,5 990 560 265 160
БТ2-32 32 2 560 22,5 1225 680 315 230
БТЗ-50 50 3 630 25 1405 800 455 510
БТЗ-80 80 3 710 28 1740 930 520 900
БТ5-125 125 5 710 28 1800 930 680 1300
БТНЗ-15 15 3 380 18,5 270 520 840 146
БТНЗ-25 25 3 480 18,5 290 620 950 188
1БТН4-50 50 4 580 21,5 470 720 1230 450
Талевые блоки обозначаются следующим образом. Первые две
буквы ТБ — сокращение слов талевый блок, затем идет цифра
обозначающая количество шкивов в талевом блоке, затем его
грузоподъемность в тоннах.
628
Подъемные крюки
Крюки подъемные эксплуатационные относятся к подвиж-
ной части талевой системы, предназначены для подвешивания
на них штропов, трубных или штанговых элеваторов, вертлюгов
и других приспособлений при монтаже, демонтаже наземного
оборудования. Крюк подъемный (рис. 10.31) — подвижная часть
талевой системы — предназначен для подвешивания стропов,
элеваторов, вертлюгов и других приспособлений. Крюк типа КР
в исполнении I (однорогий) имеет грузоподъемность 12,5 и 20 т,
в исполнении II (трехрогий) — от 32 до 125 т. Крюк состоит из
рога, подвески и серьги [59]. Подвеска имеет упорный подшип-
ник и пружину, чтообеспечивает вращение рога как под нагруз-
кой, так и без нее. С помощью серьги крюк подвешивается к
талевой системе.
Крюки КН предназначены для работы в районах с умерен-
ным климатом, а КР — для умеренного и холодного климата.
Крюки изготавливаются двух типов: однорогие (исполнение I)
грузоподъемностью до 20 т и трехрогие (исполнение II) грузо-
подъемностью 32 т и более.
Крюк (рис. 10.31) состоит из рога, подвески и серьги.
Рог кованый включает сменное седло с защелкой для фикси-
рования седла при спуско-подъемных операциях. Вогнутая ци-
линдрическая поверхность седла соответствует размеру сопряга-
емого с ним штропа элеватора или серьги вертлюга.
Подвеска, соединяющая рог крюка с серьгой, состоит из ли-
того стального корпуса, пружины, ствола, установленного на
упорном подшипнике. Конструкция подвески допускает свобод-
ное вращение рога крюка со стволом как под нагрузкой, так и
без нагрузки. Пружина обеспечивает перемещение отвинчивае-
мой или свинчиваемой трубы (свечи). Т.к. обеспечит такие ма-
лые перемещения в процессе свинчивания и отвинчивания с
помощью лебедки невозможно, а без пружины будет происхо-
дить слом резьбы. Ход пружины подбирается таким образом,
чтобы после отвинчивания резьба полностью выходила из за-
цепления. Пружина и упорный подшипник помещены внутри
корпуса и закрыты крышкой для предохранения их от атмос-
ферных осадков и загрязнения.
С помощью серьги крюк (табл. 10.15) подвешивается к тале-
вой системе.
629
Рис. 10.31. Подъемные крюки:
а — исполнение I; б — исполнение II;
] — серьга; 2 — корпус крюка; 3 — пружина; 4 — ствол крюка; 5 — рог
крюка; 6 — седло; 7 — дополнительный рог со скобой
630
Технические характеристики крюков
ТаблицаЮ. 15
Марка крюка Грузо- подъем- ность, т Диаметр зева d, мм Просвет серьги Н, мм Габаритные размеры, мм Масса кг
длина, L ширина В высота Н
Исполнение I
КР-12,5 12,5 70 255 155 270 1010 65
КР-20 Исполнение II 20 70 255 185 300 1055 95
КР-32 32 100 253 230 425 1355 180
КР-50 50 100 285 350 520 1455 280
КР-80 80 170 380 350 710 1800 400
КР-125 125 170 380 400 830 2000 650
1КПШ-10 10 42 150 120 210 685 24
1КН-15 15 50 120 135 242 720 33
КН-25 25 75 160 170 305 992 60
КН-50 50 105 180 245 470 1265 190
К талевой системе так же относятся ограничитель подъема
талевого блока и механизм крепления неподвижной ветви тале-
вого каната.
Ограничитель подъема талевого каната служит для предотв-
ращения возможности соударения талевого и крон блоков в
процессе эксплуатации. Ограничитель представляет собой ме-
ханизм, устанавливаемый под кронблоком, и включающий тор-
моз лебедки при подъеме блока выше положенного хода. Рас-
стояние между кронблоком и механизмом ограничения опре-
деляется тормозным путем талевого блока на максимальной
скорости подъема.
Механизм крепления талевого каната крепится на раме ус-
тановки и предназначен для закрепления неподвижной ветви.
В установках большой грузоподъемности механизм служит еще
и для перепуска определенного запаса каната, что бы заменить
изношенную ходовую ветвь талевого каната.
631
10.6.3. ПОДЪЕМНЫЕ ЛЕБЕДКИ
Лебедка — один из основных элементов подъемного комплек-
са, который определяет грузоподъемность установок, наряду с
талевой системой. Основной объем работ при проведении под-
земного ремонта связан со спуско — подъемными операциями. В
первую очередь это относится к подъему труб и штанг, а также
находящегося на нихунструмента и усилий возникающих при
проведении ремонтш Лебедка, выполняющая эти работы, назы-
вается подъемнойЛК дополнительным работам относятся работы
связанные с очисткой забоя желонкой и вызовом притока нефти
свабированием. Данные работы могут выполняться как подъем-
ной лебедкой, так и специальной лебедкой или вторым бараба-
ном. При использовании отдельной лебедки для названных работ
ее называют тартальной. В некоторых конструкциях использует-
ся дополнительные лебедки для выдвижения секций вышки, а
также подтаскивания и подъема различных грузов. Такие лебедки
называют вспомогательными. Привод лебедок определяется кон-
структивными особенностями и предполагаемой стоимостью аг-
регата. Большинство лебедок имеет механический привод от дви-
гателя транспортного средства. Это позволяет уменьшить массу и
габариты агрегата по сравнению с агрегатами с двумя двигателя-
ми (отдельно транспортная база, отдельно подъемный комплекс).
В тоже время использование в качестве приводного отдельного
специального двигателя повышает ресурс двигателя транспортно-
го средства, уменьшает количество передач, и позволяет работать
двигателю в более оптимальных условиях. Последнее относится к
установкам, в которых мощность двигателя транспортного сред-
ства по мощности значительно превышает мощность потребляе-
мую агрегатом и в первую очередь подъемны комплексом. При-
вод мощности от двигателя транспортного к лебедке ведется че-
рез коробку отбора мощности. Необходимо отметить, что в неко-
торых агрегатах капитального ремонта от двигателя транспортной
базы мощность подводится также к ротору и насосу. В качестве
механического привода непосредственно на вал лебедки может
использоваться цепная или зубчатая передача. Для более полного
использования мощности привода и ускорения подъема инстру-
мента используются коробки перемены передач. В агрегатах ис-
пользуются цилиндрические зубчатые передачи, в некоторых слу-
632
чаях планетарные. В зависимости от конструктивных решений
могут использоваться также и конические передачи. В настоящее
время используется пять передач на подъем и одна реверсная. В
последнее время в агрегатах применяют гидравлические лебедки.
Это связано с целым рядом преимуществ гидравлических лебедок
по сравнению с механическими.
— Гидравлические передачи позволяют упростить подвод
энергии к лебедке и занимают меньше места.
— Двигатель работает в оптимальной области большее вре-
мя, что повышает его ресурс.
— Лебедка с гидравлическим приводом быстрее реагирует на
изменение управляющего действия, и позволяет производить
более точную регулировку.
— Скорость непрерывного подъема инструмента, которую
обеспечивает гидравлическая лебедка, выше скорости ступен-
чатого подъема механической лебедки.
К недостаткам гидравлической лебедки следует отнести ее
высокую стоимость, а также более высокие эксплуатационные
расходы, связанные с использованием и заменой гидравличес-
кой жидкости, а также необходимостью в обслуживании более
высокой квалификации. Поэтому, в большинстве случаев, гид-
равлические лебедки используются в качестве тартальных и вспо-
могательных, коэффициент использования которых ниже подъем-
ной и, следовательно, ниже затраты на обслуживание.
Одним из основных узлов лебедки являются тормоза. Тормо-
за применяются одно и двух ленточные. Двух ленточные в свою
очередь конструктивно исполняются на одном шкиве, на двух
шкивах расположенных рядом и на двух шкивах расположенных
по разным краям барабана лебедки. Для включения барабанно-
го вала лебедок применяют фрикционные муфты как шинноп-
невматические, так и дисковые, так же управляемые с помо-
щью пневматики.
В качестве примера используемых кинематических схем рас-
смотрим схему агрегата для подземного ремонта, смонтирован-
ного на тракторе — УПТ1-50 [59]. Приводы лебедочного блока 25
и других механизмов установки (рис. 10.32) осуществляются от
тягового двигателя трактора 2 через коробку отбора мощности
КОМ-ЧТЗ 3, установленную на задней стенке корпуса бортовых
Фрикционов трактора, карданный вал 26 и коробку передач
633
V*
22 21 20 19
Рис. 10.32. Кинематическая схема установки УПТ1-50
КП-100, прикрепленную к стенке лебедочного блока. Ведущие I
и ведомые II валы коробки отбора мощности, установленные на
шарикоподшипниках, находятся на одной оси и соединяются
при помощи зубчатой муфты 20. Включают и выключают муфту
рычагом, установленным в кабине трактора.
В корпусе шестискоростной коробки передач 22 четыре пря-
мые и две обратные скорости. На роликовых подшипниках ус-
тановлены три вала I, II, III и одна ось IV.
На ведущем валу на бронзовых втулках установлены шес-
терни 21 первой и третьей и 19 — второй и четвертой скорос-
тей, между которыми находится муфта переключения скоростей.
На ведущем валу также установлена подвижная шестерня.
На промежуточном валу 11 неподвижно установлены три
шестерни 14, 16 и 23, на ведомом валу на бронзовых втулках —
шестерни 13 первой и второй скорости и шестерня 11 третьей и
четвертой скорости, между которыми находится муфта переклю-
чения 12. На оси IV коробки на двух роликовых подшипниках
установлена шестерня 17, включением которой с подвижной
шестерней 18 осуществляется обратное вращение барабана.
Получение любой скорости коробки достигается одновременным
включением обеих муфт на ведущем и ведомом валах. На сво-
бодном конце ведомого вала III коробки установлены коничес-
кая шестерня 10 для передачи вращения конической шестерне 24
трансмиссионного вала лебедочного блока и шестерня 15 для
передачи вращения шестерне 16.
Трансмиссионный вал, помещенный в герметичной масля-
ной ванне станины, передает вращение через шестерни 9 и 4
барабанному валу VI. Барабан включается фрикционной диско-
вой муфтой 6, консольно установленной на роликовых сфери-
ческих подшипниках на барабанном валу.
Технические характеристики
Номинальная грузоподъемность на крюке, т.........50
Номинальная грузоподъемность на крюке, кН....... 50
Размеры бочки барабана (диаметрхдлина), мм..420x800
Диаметр тормозного шкива, мм...................1120
Число тормозных шкивов........................... 1
Ширина тормозной колодки, мм....................230
635
В установке А-50У агрегат подземного ремонта установлен на
автомобиле [14]. В агрегате использована двух барабанная ле-
бедка, в которой барабаны соединены с помощью цепных пере-
дач. Включение барабанных валов осуществляется с помощью
шиннопневматических муфт.
Рис. 10.33. Кинематическая схема лебедки агрегата А-50У
Технические характеристики агрегата А-50У [63]
Скорость коробки передач лебедки Скорость подъема крюкоблока, м/с Г рузоподъемность на крюке, кН
I 0,181 500
II 0,317 345
III 0,695 125
IV 1,215 75
636
Тартальный барабан
Скорость коробки передач лебедки Скорость в коробке отбора мощности Скорость навивки каната, м/с Натяжение каната, кН
II I 1,07 73
II 1,88 45
III I 3,55 22
II 6,25 12,5
В настоящее время подъемные гидравлические лебедки ис-
пользуются в основном на агрегатах капитального ремонта зару-
бежного производства.
Принцип действия гидроприводных лебедок рассмотрим на
примере лебедки для проведения работ по замене скважинных
элементов газлифтной установки.
Для спуска или подъема на проволоке или канате инструмен-
тов, применяемых при посадке и извлечении газлифтных клапа-
нов, применяют специальную установку для проведения сква-
жинных работ, смонтированную на шасси автомобиля.
Установка (рис. 10.34) состоит из однобарабанной четырех-
скоростной лебедки с гидроприводом, редуктора привода гид-
ронасосов, коробки передач, шестеренчатых насосов, системы
управления лебедкой и двигателем, механизма измерения глу-
бины скважины, гидравлического индикатора натяжения про-
волоки.
Лебедка оборудована укладчиком для равномерной намотки
проволоки или каната на барабан.
Установка обеспечивает выполнение следующих спуско-
подъемных работ со съемным скважинным газлифтным обору-
дованием:
— плавный спуск, подъем и остановку инструмента на за-
данной глубине внутри колонны подъемных труб;
— быстрый разгон барабана лебедки для сообщения инстру-
менту соответствующего ускорения при выполнении уда-
ров механическим яссом вверх-вниз;
— плавное повышение натяжения проволоки или каната при
работе с гидравлическим яссом;
637
Рис. 10.34. Установка для скважинных работ с газлифтными установками
а — общий вид: / — автомобиль; 2 — кузов; 3 — пульт управления; 4 —
гидрооборудование; 5 — бак масляный; 6 — лебедка; 7 — узел привода
насоса; б — кинематическая схема: 1 — двигатель автомобиля; 2 — разда-
точная коробка автомобиля; 3 — редуктор привода насоса; 4 — насос
НШ-100-3; 5 — гидромотор; 6 — лебедка; 7 — цепная передача при
работе с канатом; 8 — цепная передача при работе с проволокой; 9 —
шкив мерительный; 10 — привод указателя глубины; 11 — укладчик
каната; 12 — рама; 13 — коробка перемены передач
638
— постоянное натяжение проволоки или каната независимо
от изменения нагрузки (исключая выброс инструментов
потоком скважинной жидкости) при посадке инструмента
и снятии нагрузки;
— спуск и подъем инструмента с постоянными скоростями;
— осуществление быстрого реверса.
Основными исполнительными органами лебедки являются
гидронасос и гидромотор.
Отбор мощности на привод гидронасоса осуществляется от
двигателя автомобиля коробкой отбора мощности, установлен-
ной на коробке перемены передач автомобиля. Вращение от
коробки отбора мощности к гидронасосу передается карданным
валом.
Гидронасос создает давление в рабочей жидкости, которая,
поступая в гидромоторы, вновь преобразуется в механическую
энергию.
Гидравлическая связь между двигателем автомобиля и лебед-
кой обеспечивает возможность регулирования скоростей в ши-
роком диапазоне и усилий исполнительного органа.
10.6.4. АГРЕГАТЫ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
Для проведения работ связанных с подземным ремонтом сква-
жин в подавляющем большинстве случаев используются агрега-
ты для подземного ремонта с резьбовыми трубами.
В настоящее время применяются два вида агрегатов:
— стационарная вышка, оборудованная стационарными мос-
тками для укладки труб и штанг, и передвижная лебедка, смон-
тированная на самоходной базе;
— передвижной агрегат, несущий на себе вышку и лебедку,
установленные либо на колесной, либо на гусеничной транс-
портной базе.
Первые получили название подъемников, а вторые — агрега-
ты для подземного ремонта или просто агрегаты.
Основную долю операций выполняемых при подземном ре-
монте составляют спуско — подъемные, монтажно-демонтаж-
ные и транспортные операции. Очевидно, что наибольший вы-
игрыш по времени можно получить совершенствуя оборудова-
ние агрегатов связанных с вышеназванными операциями. Кроме
639
того, все агрегаты, обычно, подразделяют на агрегаты для теку-
щего и капитального ремонта. Это связано с тем, что грузоподъ-
емность и потребляемая мощность агрегатов капитального ре-
монта больше, чем те же параметры у агрегата текущего ремон-
та, т.к. работы по капитальному ремонту связаны с операциями
в призабойной зоне. В то же время на скважинах старых место-
рождений с глубиной перфорации около 1000 м для всех видов
ремонта, как правй^Гиспользуются одни и те же агрегаты. Для
сокращения времени на проведение спуско-подъемных опера-
ций в агрегатах капитального ремонта используются вышки для
подъема труб свечами. Это повышает вес агрегата, требует ис-
пользования транспортной базы большей грузоподъемности и
увеличивает время на монтаж и демонтаж. Поэтому в агрегатах
для текущего ремонта, в которых удельный вес монтажных и
транспортных работ больше, используются вышки, рассчитан-
ные на подъем колонны по одной трубе, но более легкие и транс-
портабельные. Практически во всех агрегатах используются сред-
ства механизации.
Состав выполняемых работ определяют структурные схемы
агрегатов, которые в свою очередь, определяют состав оборудо-
вания и кинематическую схему агрегатов.
Очевидно, что установка всего оборудования на одной транс-
портной базе снижает затраты на монтаж — демонтаж оборудо-
вания. В то же время, увеличение массы оборудования, кото-
рое необходимо разместить, приводит к необходимости созда-
ния специальных транспортных средств, что значительно удо-
рожает агрегаты, а возрастающие габариты усложняют транс-
портировку агрегата и, зачастую, его монтаж. Для повышения
проходимости установок некоторые из них монтируются на
тракторах, что в свою очередь создает трудности при транспор-
тировке на дорогах и ограничена конструктивно максимальная
скорость передвижения. В связи с этим наибольшее распрост-
ранение получили автомобили повышенной проходимости. При
выборе компоновки агрегатов и устанавливаемого оборудова-
ния в первую очередь внимание уделяется тем операциям, ко-
торые занимают наибольший удельный вес по времени и тру-
доемкости, для их снижения. В тоже время, удельный вес, на-
пример, монтажно-демонтажных работ в общем времени ре-
монта зависит не только от времени монтажа и демонтажа, но
640
й времени затраченного на транспортировку оборудования и
времени идущего собственно на ремонт.
У агрегатов текущего ремонта все оборудование размещается
на одной транспортной базе. Некоторое оборудование агрегатов
капитального ремонта имеет отдельную транспортную базу. Так,
например, насос, компрессор и ротор обычно располагаются
каждый на своей транспортной базе (на прицепе). Компрессор в
некоторых случаях имеет свой блок привода, а насос и ротор
приводятся от основного агрегата.
Рассмотрим некоторые агрегаты подземного ремонта, их па-
раметры и конструктивные особенности.
Подъемники. В настоящее время наиболее широко приме-
няют подъемники Азинмаш-43П, ЛТ-11КМ, ЛПР-НОЭ, ЛТ-8,
ЛПР-60, а также снятые с производства, но еще находящиеся в
эксплуатации ЛТ2М-80 [13, 59, 14, 64]. Все подъемники смонти-
рованы на тракторах, что с одной стороны увеличивает их про-
ходимость, но с другой не позволяет использовать на дорогах.
Привод осуществляется от двигателей тракторов.
Характеристики самоходных подъемников приведены в
табл. 10.16.
Подъемник Азинмаш-43П (рис. 10.35) состоит из лебед-
ки, смонтированной на базе гусеничного болотного трактора
Т-100 МБ. Увеличенная опорная поверхность гусениц и расши-
ренная колея обеспечивают хорошую транспортабельность и ус-
тойчивость.
Управление агрегатом — механическое и электропневмати-
ческое, переключение скоростей — электромеханическое. Все
органы управления сосредоточены в кабине, это улучшает усло-
вия работы тракториста.
Агрегат можно использовать для разбуривания цементных
пробок — для этого он укомплектован ротором.
Для работы в ночное время агрегат имеет освещение каби-
ны, пульта управления, лебедки и рабочей площадки у сква-
жины.
При работе подъемника вращающий момент двигателя пе-
редается валом отбора мощности 7 коробки скоростей тракто-
ра 5 к реверсивному редуктору 2. Реверсивный редуктор 2 из-
меняет направление движения каната талевой системы при спус-
ке или подъеме труб (штанг). Для более полного использова-
641
41 Ив
Характеристики самоходных подъемников
Таблица 10.16
Шифр Транс- портная база Тип приводного двигателя Емкость барабана Прямой и обратный ход Включенная скорость Масса, кг
Длина, м Диаметр, м I II III IV V VI
Азинмаш-43П Трактор Т-100МБ Дизель 108 л.с. 2000 15,5 Прямой и обратный ход 35,0* 7500 58,3 4530 96 2750 159,0 1660 — — 18700
ЛТ2М-80 С-80 Дизель 80 л. с. 2500 15,5 Прямой и 25,3 7400 35,2 5340 69.0 2720 89,0 2090 123,0 1510 244,0 765 16500
обратный ход 50 69 45 — — —
лт-пкм Т-100М Дизель 108 л.с. 2500 21,5 Прямой и обратный ход 36 6930 56 4360 112 2200 178 1390 — — 15300
В числителе — частота вращения барабана, об/мин; в знаменателе — усилие
на ходовом конце каната, кгс.
Рис. 10.35. Кинематическая схема агрегата Азинмаш-43П:
1 — вал отбора мощности; 2 — реверсивный редуктор; 3 — коробка пере-
дач; 4 — барабан лебедки; 5 — коробка скоростей трактора
ния мощности двигателя подъемник снабжен четырехступен-
чатой коробкой передач 3, приводящей в действие барабан ле-
бедки.
Подъемник ЛТ2М-80. Подъемник состоит из узлов (рис. 10.36);
рамы, на которой установлены механизм отбора мощности,
демультипликатора, и системы управления, находящейся в ка-
бине.
Отбор мощности осуществляется от вала отбора мощности 7
коробки перемены передач трактора. Механизм отбора мощ-
ности 2 позволяет получить одну из трех скоростей вращения
в зависимости от пары шестерен, находящихся в зацеплении.
От механизма отбора мощности вращающий момент передается
двухрядной цепной передачей к редуктору 3.
Редуктор представляет собой коробку скоростей, обеспечи-
вающую включение одной из двух скоростей для подъема либо
одну скорость для спуска оборудования. От редуктора через пару
шестерен момент передается на вал барабана лебедки 4. Барабан
643
Рис. 10.36. Кинематическая схема
подъемника ЛТ2М-80:
1 — верхний вал коробки передач
трактора; 2 — шлицевая муфта; 3 —
механизм отбора мощности; 4 — вы-
водной вал; 5 — первичный вал; 6 —
вторичный вал; 7— цепная передача-
8 — демультипликатор; 9 — первич-
ный вал демультипликатора; 10— про-
межуточный вал; 11 — вторичный вал-
72 — вал барабана; 13 — муфта сцеп-
ления; 14 — звездочки для привода ро-
тора
лебедки 5 свободно сидит на
валу и соединяется с ним дис-
ковой муфтой сцепления 6.
В левой части барабана нахо-
дится тормоз, состоящий из
шкивов и охватывающей его
тормозной ленты. На концах
вала барабана имеются шпи-
левые катушки. Одну из катушек можно заменить звездочкой,
предназначенной для привода ротора.
Сочетание механизма отбора мощности с демультипликато-
ром обеспечивает шесть скоростей вращения барабана лебедки
при прямом ходе и три — при обратном спуске.
Подъемник ЛТП-KM. Этот подъемник является дальнейшей
модернизацией подъемника ЛТ2М-80. В конструкции механиз-
мы переключения передач расположены в одном корпусе, что
позволило исключить цепную передачу, установлен двухленточ-
ный тормоз вместо одноленточного и для улучшения баланси-
ровки агрегата топливный бак установлен впереди радиатора.
Подъемник ЛПТ-8 — модификация установки УПТ-32, в от-
личие от которой она не имеет собственной вышки и комплек-
туется цепным колесом для привода ротора и безопасной ка-
тушкой для подтаскивания тяжестей к устью скважины.
Представляет собой самоходный подъемник, смонтирован-
ный на гусеничном тракторе Т-130М-3; состоит из следующих
644
основных узлов: коробки передач, однобарабанной лебедки, ос-
нования под оборудование, узла привода ротора, упорных домк-
ратов и безопасной катушки.
Привод подъемной лебедки и других исполнительных узлов -
от тягового двигателя трактора.
Для предохранения подъемной лебедки от раскачивания и
опрокидывания во время работы на скважине с передней и зад-
ней сторон трактора предусмотрены откидные домкраты-упоры.
Управление всеми механизмами лебедки (за исключением
муфты включения цепного колеса привода ротора) осуществля-
ется из кабины трактора.
Подъемник ЛПР-60 является модификацией подъемника
Л ПТ-8 и предназначен для работ на морских основаниях или
при эстакадных площадках на скважинах глубиной до 1500 м.
Подъемник ЛПР-110Э. Агрегат предназначен для работ на
морских основаниях или при эстакадных площадках на сква-
жинах глубиной до 5000 м в районах с умеренным климатом.
В подъемнике имеется гидродинамический тормоз, основной тор-
моз двух ленточный. Трансмиссия лебедки состоит из двухско-
ростной коробки передач, двухскоростной цепной передачи и
цепной передачи на ротор. Привод осуществляется от асинх-
ронного электродвигателя мощностью 320 кВт.
Агрегаты для подземного ремонта при безвышечной
эксплуатации скважин
Для обслуживания скважин при эксплуатации без стационар-
ных вышек применяют подъемники, несущие вышку. Нашей
промышленностью серийно выпускаются широкий спектр та-
ких агрегатов, основные характеристики которых приведены в
табл. 10.17 [56, 59, 61, 64, 65, 66].
Представленные агрегаты, как уже говорилось, разделяются
на агрегаты для текущего ремонта и капитального. Условно счи-
тается, что с грузоподъемности 500 кН агрегаты используются
Для капитального ремонта. Они оснащаются буровыми ротора-
ми, а также предусмотрена их комплектация насосными уста-
новками, которые размещаются на отдельном прицепе. Боль-
шинство агрегатов оснащено лебедками с механическим приво-
дом, конструкция которых хорошо отработана. В тоже время
645
Технические характеристики агрегатов для ПРС
Таблица 10.17
Наименование агрегата Транспортная база Грузо- подъем- ность, кН Оснаст- ка Высота вышки от земли до осн кронблока, м Мощность приводиого двигателя, кВт Трансмиссия (привод лебедки)
i 2 3 4 5 7
1. АзИНМАШ-37 КрАЗ-225Б 320 2x3 18 ' 1^220* М«
2. АПРС-32 КрАЗ-225, 320 2x3 18 17&220 м
З.АПРС-32-01 КрАЗ -260,260Г 320 2x3 18 м
4. АПРС -40У УРЛЛ-4320-1912-30 400 3x4 18 115 м
5.АПРС-40М КрАЗ -260Г, 6322 400 3x4 18 176 м
6. АПРС^ОК КЛМА343181 400 3x4 18 220 м
7.УАРС-40 КЗ КТ-7428 400 2x3 18 312 г*»*
8. А2-32 УРАЛ-4320-1912-30 320 2x3 18 (76 м
9.А2-32К КАМАЗ-431118 320 2x3 18 м
ID. А4-32 КрАЗ-260Г 320 2x3 18,2 220 м
11. А5-40 КрЛЗ-26ОГ 400 3x4 18 220 м
12. А5-40М УРАЛ-4320-1912-30 400 2x3 17 176 м
13. ЛР-32/40 КрАЗ-260Г 400 3x4 17 220 м
14. ЛР32/40М УРАЛ-4320-1912-30 400 3x4 17 176 м
15. СУРС-40 Т-170М.01 400 2x3 17 176 м
16. СУПР-32 Т-170М.0! 320 2X3 18 м
17. УПА-32 КрАЗ-260 320 2X3 18,5 220 м
18. УПТ-32 Т-130МГ-1 320 2X3 18 103 м
19. УП ГА-32 КрАЗ 320 2X3 18,5
20. УПА60 КрАЗ- 6510! 600 3x4 18.5 132 м
21.УПГ50 КрАЗ -250 500(с65) 3x4 18,5 - г
22. АР-60 КрА365101, КрАЗ-260Г 600 3x4 М 1
Продолжение табл. 10.17
1 2 3 4 5 6 1 7
23. А50М КрАЗ 65101 500 3x4 22,4 М
24. А-50У КрА3257 500 3x4 22,4 М
25. А60/80 БАЗ-69507, 800 3x4 22 220 м
26. А60/80И КрАЗ-260Г 800 3x4 22 220 м
27. АРБ - 100 БАЗ-6909, КЗТК 8014 1000 4x5 30 450 м
28. К-703МТУ-80ВМ Кировец К-703МТУ 800 3X4 18,2 225 м
29. К-703МТУ-80 ВГ 800 3x4 29,5 350 г
30. Кировец-Хегглунд 800 3x4**** — 350 г
31. К-703МТУ-100ВГ Кировец К-703МТУ 1000 29,5 350 г
32. К-703 МТП-127Г 1270 35 420 г
33. Р-125 МЗКТ-79191, КЗКТ 8014 1250 4x5 39,8 480 м
34. БР-125 МЗКТ79191 1250 4x5 39,8 480 м
35. CARDWELL КВ 250А/215-96 Самоходная четырехосное ИЗ 4x5 29,4 400 -
36. IRI 500 Самоходная четырехосное 1264 4x5 - 500 -
37. KREMCO Самоходное 12x8 1360 4x5 34 550 -
38.УПТ1-50 Т-130 МБГ 500 3x4 19 118 м
39. УПТ1-50Б Т-130МГ-1 (гидрофицированный)
40. КОРО-80 МАЗ 537 800 4X5 30 425 м
41.TD-125CA-A6 Самоходная база 12x8 1250 4x5 34 м
' 42. МЕСА 104-225с (США) Самоходная база 8x4 1000 4x5 32 425 м
Примечания.’ * Агрегаты могут монтироваться на различных модификациях транспортной базы.
* * Трансмиссия механическая.
* ** Трансмиссия гидравлическая.
* *** С разделенным талевым блоком.
появляются агрегаты с гидравлическими лебедками, и еще боль-
ше агрегатов оснащаются тартальными гидравлическими лебед-
ками, с усилием на канате около 20 кН и скоростью спуско —
подъема до 12 м/с. Для поддержания конкурентно способных
параметров новые механические лебедки делаются с числом ско-
ростей 5 и более. Тормоза лебедок, обычно ленточные, но име-
ются и дисковые, каюнапример, на агрегате К-703 МТП-127Г.
Мач1ы на агрегатая^йак правило, используются секционные для
сокращения габаритов и снижения центра тяжести при транспор-
тировке. Подъем мачты и выдвижение секций осуществляется от
лебедки или гидроцилиндрами. В тоже время применяются и цель-
ные мачты, например в агрегатах АР32/40. Для всех вышек необ-
ходимо до начала работы установить растяжки, что является тру-
доемкой работой, занимающей много времени. Для агрегатов под-
земного текущего ремонта стараются сократить количество рас-
тяжек устанавливаемых на земле, а крепить их к агрегату, что зна-
чительно облегчает и ускоряет монтажно-демонтажные работы.
Как уже говорилось, агрегаты разделяют на агрегаты подзем-
ного ремонта и агрегаты капитального ремонта. Рассмотрим их
подробнее.
Структурная схема агрегата текущего ремонта включает в себя:
самоходную базу агрегата, с приводом оборудования агрегата
(в основном от ходового двигателя), трансмиссию к исполни-
тельным механизмам, лебедку, мачту, оснащенную талевой сис-
темой и крюком, систему для установки оборудования в рабочее
и транспортное положение, пульт управления и контроля, набор
инструментов и механизмов для спуско-подъемных работ. В ка-
честве примера рассмотрим агрегат Азинмаш-37А [13] рис. 10.37.
Агрегат Азинмаш-37А по своей схеме аналогичен агрегату А-50У.
Отличие его заключается в отсутствии второго (тартального) ба-
рабана. Агрегат не имеет промывочного насоса и поэтому менее
универсален.
Он смонтирован на автомобиле высокой проходимости
КрАЗ-214Б (или КрАЗ-255Б), оснащен двухсекционной выш-
кой высотой 18 м.
В отличие от агрегата А-50, в котором рабочее место маши-
ниста расположено в зоне устья скважин, машинист агрегата
Азинмаш-37 работает в кабине, размещенной за кабиной води-
теля. Это, с одной стороны, улучшает условия труда, а с другой,
648
6
Рис.10.37. Кинематическая схема агрегата Азинмаш-37А:
1 — коробка отбора мощности; 2 — коробка скоростей; 3 — конический редуктор; 4 — приводной вал; 5 — вал
барабана лебедки; 6 — кронблок; 7 — талевый блок; 8 — трубный ключ; 9 — привод лебедки выдвижения вышки;
чо 10 — двигатель автомобиля
сокращает обзорность, увеличивает вибрацию и шум, воздей-
ствующие га работника.
Агрегат Азинмаш-43А также предназначен для проведения
спуско-подъемных операций. Его основное отличие от агрегата
Азинмаш-37 заключается в том, что он смонтирован на тракторе
Т-ЮОМБГС с увеличенной длиной опорной поверхности гусе-
ниц. Все узлы агрегата приводятся в действие от ходового двига-
теля. ^Технические .^а^Йктеристики агрегатов типа АзИНМащ
представлены в табл. 10.18.
Таблица 10.18
Технические характеристики агрегатов типа АзИНМаш
Агрегат Грузоподъемность Мощность двигателг Емкость барабана Высота вышки Скорость подъема крюка, при включенной скорости м/с
Длина, м Диа- метр, м I II III IV
Азинмаш-37 280 175 2200 15,5 18,0 0,34 0,72 1,45 -
Азинмаш-43А 280 80 2200 15,5 18,0 0,22 0,36 0,61 1,0
Структурная схема агрегата капитального ремонта представ-
ляет собой самоходную базу агрегата, с приводом оборудова-
ния от ходового двигателя или специального силового агрега-
та, трансмиссию к исполнительным механизмам (число кото-
рых значительно больше, чем у агрегата текущего ремонта),
лебедку подъемника, мачту, оснащенную талевой системой и
крюком, ротор, компрессор, насос, лебедку для свабирования,
систему для установки оборудования в рабочее и транспортное
положения, пульт управления и контроля, инструмент и меха-
низмы для спуско-подъемных работ. Инструменты для капи-
тального ремонта разнообразны по виду и размерам и хранятся
на базах капитального ремонта. На скважину транспортируется
только тот инструмент, который необходим для частных работ
на данной скважине (печати, ловильный инструмент, фрезы, бу-
ровой инструмент и пр.).
650
Агрегат А-50У (рис. 10.38) предназначен для освоения и ре-
монта нефтяных и газовых скважин. Он выполняет следующие
операции: спуск и подъем насосно-компрессорных и бурильных
Труб, свабирование и тартание, разбуривание цементной пробки
в трубах диаметром 141 — 168 мм.
Агрегат смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-257, в каче-
стве привода используется ходовой двигатель мощностью 210 л.с.
На агрегате смонтирована телескопическая двухсекционная мач-
та высотой 22,4 м, которая выдвигается при помощи лебедки.
В рабочем положении мачта устанавливается под углом 6° к вер-
тикали и расчаливается шестью канатами.
Особенностью агрегата является использование двух барабан-
ной лебедки с буровым и тартальным барабанами, что позволяет
повысить производительность труда при проведении подземно-
го ремонта. Кроме того, агрегат оборудован гидроприводным
Рис. 10.38. Конструкция агрегата А-50У
651
ротором, предназначенным для выполнения буровых работ. Про-
мывочный насос 9МГР монтируют отдельно (на прицепе).
При работе агрегата на скважине необходимо иметь стацио-
нарные стеллажи для укладки труб и штанг.
Общий вид и кинематическая схема агрегата приведены на
рис. 10.38 и 10.39.
Управление лебедкой агрегата — пневматическое. Рабочее
место машиниста наудится у устья скважины. Характеристики
агрегата А-50У приведены в табл. 10.19.
Рис. 10.39. Кинематическая схема агрегата А-50У:
1 — вал коробки отбора мощности; II, IV, VI — карданный вал; III — вал
конического редуктора; V — вал со звездочкой; VII — трансмиссионный
вал лебедки; VIII — барабанный вал; IX — вал передачи к механическому
приводу ротора; 1 — коробка отбора мощности; 2, 3 — зубчатые колеса
коробки отбора мощности; 4, 5 — зубчатые колеса конического редукто-
ра; б — промывочный насос; 7 — подъемный барабан лебедки; 8 — лебед-
ка; 9 — ротор; 10 — конический редуктор; 11 — компрессор; 12 —
раздаточная коробка автомашины; 13, 14 — зубчатые колеса раздаточ-
ной коробки
652
Таблица 10.19
Технические характеристики агрегата А-50У
Включенная скорость Частота вращения барабана, об/мин Скорость каната, м/с Скорость перемещения талевого блока, м/с Г рузоподъемная сила на крюке, тс
I 40 1,1 0,18 50
II 70 1.9 0,30 34
III 153,0 4,2 0,70 12,6
IV 263,0 7,8 1,20 7,5
Примечаеие. Максимальная сила натяжения каната в кН: талевого —100; тар-
тального — 73, при четырехструнной оснастке талевой системы 2x3 имеет гру-
зоподъемность 28 т. Система управления агрегата — электропневматическая.
В комплект поставки агрегата входят механизмы для свинчи-
вания-развинчивания насосно-компрессорных труб с гидравли-
ческим приводом. Как уже говорилось ранее, дополнительные
агрегаты для промывки, а в некоторых случаях и роторы, транс-
портируются и устанавливаются на отдельных транспортных
средствах и поэтому здесь рассматриваться не будут.
В России в 1995 г. Волгоградским заводом Буровой техники
по документации, разработанной ОАО «ВНИИнефтемаш» был
изготовлен агрегат для бурения и ремонта скважин БР-125, вы-
шечно-лебедочный блок которого смонтирован на специальном
шестиосном шасси высокой маневренности и проходимости
МЗКТ-79191.
Вышечно-лебедочный блок агрегата БР-125 включает в себя
телескопическую мачту с цилиндрами подъема и выдвижения,
лебедку с замкнутым ленточным тормозом и вспомогательным
гидротормозом, дизельэлектростанцию мощностью 100 КВт,
домкраты для установки блока, систему подготовки, осушки и
хранения воздуха, систему укрытий и обогрева, вспомогатель-
ное и пультовое оборудование.
Блок рабочей площадки является также мобильным и уста-
новлен на серийном полуприцепе. В состав блока входят: плат-
форма с опорами, ротор, гидроключ, гидрораскрепитель свечей,
укрытия, наклонный трап, приемные мосты и стеллажи.
653
Остальное оборудование агрегата БР-125 (блок насосный, энер-
гетический, циркуляционная система) изготовлено в модульном
исполнении в повышенной заводской готовности. Модули пред-
ставляют собой цельнометаллические домики со съемной крышей.
Очевидно, что широкое применение мобильных транспорт-
ных средств для буровых установок грузоподъемностью 180—
200 тс и выше, оснащенных традиционными приводами, огра-
ничено^ весовыми и габаритными характеристиками.
Применение мобильных средств для буровых установок боль-
шой грузоподъемности могло бы получить широкое распростра-
нение с внедрением объемного гидропривода.
Системы объемного гидропривода для привода лебедки, ро-
тора и буровых насосов используются в буровых установках не-
большой грузоподъемности. Однако в последнее время все боль-
шее количество зарубежных компаний и фирм нефтяного ма-
шиностроения делают успешные попытки применения этих си-
стем в установках большой грузоподъемности для бурения глу-
боких скважин как на суше, так и на море. Необходимо отме-
тить, что некоторые зарубежные фирмы рекомендуют использо-
вать такие установки даже в районах с возможностью питания
силового блока от сети переменного тока.
Основное преимущество такой системы привода в отличие от
дизельэлектрического и электрического с питанием от сети —
исключение регулируемого электропривода постоянного тока:
электродвигателя, тиристорного преобразователя, дизель-гене-
ратора, так как меры по взрывозащите перечисленных машин
требуют значительных затрат и не обеспечивают 100%-ой гаран-
тии. Кроме того, следует отметить, что электрический и дизель-
электрический приводы имеют в несколько раз большие массу и
габариты, чем электрогидравлический или дизельгидравличес-
кий.
Таким образом, внедрение объемного гидропривода в буро-
вых установках позволяет:
— упростить кинематическую схему установки, улучшить
динамические характеристики привода;
— существенно снизить массу и габариты установки;
— улучшить условия труда обслуживания персонала.
В 2000 г. ООО «ВНИИнефтемаш—НПО» приступило к раз-
работке основных технических решений по созданию высоко-
654
механизированной мобильной установки ВМБУ-150/3500 грузо-
подъемностью 150 тс для бурения скважин на глубину до 3500 м
в условиях Западной Сибири. В соответствии с исходными тех-
ническими требованиями заказчика упомянутая буровая уста-
новка должна обладать следующими параметрами:
1. Глубина бурения, м.......................................3500
2. Грузоподъемность установки, кН (тс)................. 1500 (150)
3. Скорость подъема свечи, м/с.............................0—1,0
4. Буровое оборудование
4.1. Мачта телескопическая: высота от оси кронблока
до рабочей площадки в рабочем положении, м ................20
4.2. Лебедка с гидроприводом ЛГ-20 с усилием, тс...........20
4.3. Ротор с гидроприводом:
грузоподъемностью, не менее, тс.......................... 150
с условным проходом, мм...................................560
4.4. Пневматический клиньевой захват для труб 0, мм. 60—324
4.5. Манипулятор с гидроприводом:
наибольший момент, кНм (тм).........................400 (40)
4.6. Ключ буровой гидравлический КБГ для бурильных
и обсадных труб в диапазоне, мм....................... 60—508
4.7. Рабочая площадка: подроторный просвет, м ............5,5
4.8. Вспомогательная лебедка с гидроприводом:
грузоподъемность, тн......................................2,5
4.9. Мощность привода буровой установки, кВт (л.с.):
двигатель автомобиля.............................. 365 (500)
электродвигатель..................................315 (430)
Напряжение питания электродвигателя, В....................380
4.10. Привод лебедки, ротора, манипулятора, Гидравлический
вспомогательной лебедки, ключа бурового....с бесступенчатым-
регулированием скорости
от нуля до максимума
4.11. Длина свечи, м.................................9,5—13,0
4.12. Оснастка талевой системы............................4x5
4.13. Диаметр каната, 0, мм................................28
5. Транспортная база
5.1. Буровой установки: автошасси...................КЗКТ-8014
655
5.2. Рабочей площадки: прицеп
ЧМЗАП
6. Транспортные габариты, мм
длина до...
ширина до
высота до .
4 л
7. Массам транспортном
положении, кг до х
Подъемной Рабочей
установки площадки
18000 20000
3200 3200
4500 4500
Подъемной Рабочей
установки площадки
60000 60000
Мобильная часть высокомеханизированной буровой установки
ВМБУ-150/3500 включает в себя подъемную установку, смонти-
рованную на автошасси КЗ КТ-8014, и рабочую площадку, смон-
тированную на прицепе ЧМЗАП.
В состав подъемной установки входят: телескопическая мач-
та, цилиндры подъема мачты, домкраты для установки шасси,
электродвигатель мощностью 315 кВт, гидропривод лебедки и
ротора, буровая лебедка и вспомогательная лебедка. В качестве
резервного может быть использован двигатель автомобиля мощ-
ностью 365 кВт.
Применение электродвигателя, наряду с дизельным двигате-
лем шасси автомобиля, позволяет во время проводки скважины
выбирать тип привода исполнительных механизмов буровой ус-
тановки в зависимости от местных условий, наличия или сто-
имости того или иного вида энергии в конкретном районе про-
ведения буровых работ.
В состав рабочей площадки входят: платформа на опорах,
манипулятор, ротор, гидроключ, укрытие, наклонные трапы,
приемный мост и стеллажи, кабина для операторов лебедки и
манипулятора.
В настоящее время производством установок подъемных
(агрегатов) для освоения и ремонта нефтяных и газовых сква-
жин в России занимаются 11 машиностроительных заводов на
грузоподъемность от 32—40 до 125 тс.
Заводами-изготовителями представлена информация о выпус-
каемых ими типах по грузоподъемности подъемных установок
656
(агрегатов), краткая их техническая характеристика, и указаны
их конструктивные особенности.
Производством установок подъемных (агрегатов) на грузо-
подъемность 32—40 тс занимаются 6 машиностроительных за-
водов (Муромский машиностроительный завод, Тюменский су-
достроительный завод, Нижегородский машиностроительный
завод, машиностроительный завод «Красный Пролетарий», Ела-
бужский станкоинструментальный завод, Кунгурский машино-
строительный завод).
Из анализа информации, представленной заводами-изго-
товителями, можно сделать вывод, что установки подъемные
(агрегаты) грузоподъемностью 32—40 тс по своему конструк-
тивному исполнению идентичны и изготавливаются в основ-
ном по конструкторской документации, разработанной еще в
конце 70-х годов. Отличительной особенностью установок
подъемных (агрегатов) в отличие от ранее изготавливаемых яв-
ляется значительное расширение монтажных баз. В качестве мон-
тажных баз установок подъемных (агрегатов) в настоящее время
используются автошасси автомобилей Урал-4320, КрАЗ-260Г,
КрАЗ-6322, КамАЗ, трактор болотоходный типа Т-170М1Б.01.
Установки подъемные (агрегаты) для ремонта скважин грузоподъ-
емностью 32—40 тс, выпускаемые в настоящее время вышеуказан-
ными заводами, не в полном объеме соответствуют современным
требованиям, предъявляемым к их конструктивному оформлению
и техническому оснащению, предусмотренными «Правилами бе-
зопасности в нефтяной и газовой промышленности» РД 08-200-98.
Одними заводами учтены частично требования, предъявляе-
мые к установкам подъемным (агрегатам), такие как наличие
светильников во взрывобезопасном исполнении, устройства для
перепуска талевого каната, указателя угла наклона установки,
ограничителя грузоподъемности и т.д., но установки не оснаще-
ны дистанционным управлением системы подъема мачты, рабо-
чей площадкой, площадкой верхового рабочего и т.д. (Тюменс-
кий судостроительный завод, завод «Красный Пролетарий», Ела-
бужский станкоинструментальный завод).
Другими заводами-изготовителями (Муроммаш, Кунгурский
машзавод, Нижегородский машзавод) наряду с вышеуказанным
оснащением дополнительно установки оборудуются звуковой
и визуальной сигнализацией выдвижения и посадки верхней
657
42 Ив
секции мачты, рабочими площадками с укрытием, площадками
верхнего рабочего с укрытием и т.д.
Однако, ни одним из заводов-изготовителей не выполнены
требования к конструктивному оформлению и техническому
оснащению установок подъемных (агрегатов) в полном объеме
как это предусмотрено «Правилами безопасности в нефтяной и
газовой промышленности» РД 08-200-98.
Суммарно всеми вышеуказанными заводами в 2001 г. была
изгЛовлена 281 усТЙйовка подъемная (агрегат) грузоподъемнос-
тью '52—40 тс.
Установки реализовывались как на внутреннем рынке Рос-
сии, так и поставлялись в ближнее зарубежье. В 2002 г. заводами
намечалось изготовить более 400 установок.
Установки подъемные для освоения и ремонта скважин гру-
зоподъемностью 50—60 тс (включая 60/80) изготавливаются на
4-х машиностроительных заводах (ОАО «Ишимбайский машза-
вод», ОАО «Нефтемаш» — г. Ишимбай, ОАО «Машзавод» —
г. Санкт-Петербург, ОАО «Кунгурский машзавод»).
В качестве монтажной базы используются автошасси автомо-
билей КрАЗ-65101, КрАЗ-260Г, КрАЗ-65053 и БАЗ-695071.
По своему конструктивному оформлению и техническому
оснащению указанные установки, выпускаемые в настоящее вре-
мя, практически соответствуют требованиям, предъявляемым к
ним «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промыш-
ленности» РД 08-200-98.
В 2001 г. были изготовлены суммарно всеми вышеуказанны-
ми заводами 342 установки подъемные, которые были реализо-
ваны как на внутреннем рынке России, так и в странах ближне-
го зарубежья. В 2002 г. заводами планируется изготовить 426
установок.
Установки подъемные для освоения и ремонта скважин гру-
зоподъемностью 80—100 тс в России изготавливаются 2-мя ма-
шиностроительными заводами (ОАО «Кунгурский машзавод»,
ОАО «Спецмаш»),
В качестве монтажных баз используются автошасси автомо-
билей БАЗ-69096, КЗ КТ 8014, а также шасси трактора «Киро-
вец» типа К703.
По своему конструктивному оформлению и технической ос-
нащенности указанные установки соответствуют требованиям,
658
предъявляемым к ним «Правилами безопасности в нефтяной и
газовой промышленности» РД 08-200-98.
В 2001 г. были изготовлены суммарно 33 установки, в т.ч. 28 ед.
типа АРБ 100 на автошасси БАЗ-69096 и КЗКТ 8014 (ОАО «Кун-
гурский машзавод»),
В 2002 г. заводами намечается изготовить 14 установок, в т.ч.
по ОАО «Спецммаш» на шасси трактора «Кировец» 10 устано-
вок типа К-703 МТУ-80 ВГ и 1 установку типа К-703 МТУ-100.
Установки подъемные для освоения и ремонта скважин гру-
зоподъемностью 125—127 тс изготавливаются 3-мя машиностро-
ительными заводами (ООО «Волгоградский завод буровой тех-
ники», ОАО «Спецмаш», ОАО «Кунгурский машзавод»),
В качестве монтажных баз указанных установок используют-
ся шасси МЗКТ-79191, КЗКТ-8х8 (ООО «Волгоградский завод
буровой техники»), трактор «Кировец» (ОАО «Спецмаш»), ОАО
«Кунгурский машзавод» разработана и с 2001 г. проходит про-
мышленные испытания мобильная буровая установка типа МБУ
125 на шасси БАЗ 69099.
Установки по своему конструктивному оформлению и техни-
ческой оснащенности соответствуют требованиям, предъявляе-
мым к ним «Правилами безопасности в нефтяной и газовой про-
мышленности» РД 08-200-98.
10.6.5. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН
ПОД ДАВЛЕНИЕМ
Необходимость подземного ремонта и освоения скважины или
просто спуска в нее колонны труб, когда она способна фонтани-
ровать, обусловило создание оборудования для спуска в скважи-
ну или подъема из нее колонны труб, или для ее ремонта под
давлением.
Для осуществления такого процесса возникла необходимость
в создании, во-первых, устройств для герметизации устья, спо-
собных при этом пропускать без утечек газа или жидкости спус-
каемые или поднимаемые трубы, и, во-вторых, устройства для
спуска и для подъема колонн труб.
Попытки создания подобного оборудования начались еще в
двадцатых годах, однако многие годы они заканчивались неудач-
но, и лишь в последние 15—20 лет такое оборудование было в
659
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.
Жавными требованиями к оборудованию для ремонта сква-
жин*'год давлением-, кроме обеспечения спуска или подъема ко-
лонн 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 [36, 55, 56].
Общий вид расположения основного оборудования, разме-
щенного в зоне обслуживаемой скважины, показан на рис. 10.40.
Как видно, в данном случае основная часть оборудования-
превенторы и подъемник — монтируются на устье скважины,
что обеспечивает соосность всей системы ей стволом скважины.
Такой способ монтажа используется и на морских скважинах.
Транспортирование агрегатированного оборудования на суше
обычно выполняется с помощью специальных транспортных
платформ — полуприцепов с крановым устройством для погруз-
ки-разгрузки этого оборудования.
Известно несколько схем устройств для спуска — подъема
труб под давлением (рис. 10.41). Общим для всех схем является
создание усилий, передаваемых колонне труб с помощью кли-
ньевых спайдерных устройств как вверх, так и вниз.
660
Рис. 10.40. Схема расположения оборудования
для ремонта скважины под давлением:
1 — транспортная база; 2 — верхняя площадка; 3 — трубный ключ; 4 —
подвеска трубного ключа; 5 — цилиндровый подъемник; 6 — силовой
агрегат; 7— вышка; 8— группа превенторов; У — несущая система; 10 —
технологическое оборудование; 11 — управление
В последние годы подавляющая часть подъемников этого на-
значения выполняется с гидроприводом.
Типичным исполнением гидроприводного подъемника явля-
ется конструкция (рис. 10.42), монтируемая на устье скважины.
Главные узлы такого подъемника — спайдеры, вращатель (труб-
ный 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 вто-
661
11
Рис. 10.41. Принципиальные, схемы подъемников
для спуска труб под давлением:
а — гидроприводный: 1, 2 — подвижный и неподвижный клиньевые зах-
ваты; 3 — подвижная траверса; 4 — неподвижная траверса; 5 — цилинд-
ры; 6 — штоки цилиндров; б — гидроприводный с соосным расположе-
нием цилиндров: 1, 2 — подвижный и неподвижный клиньевые захваты;
5— цилиндры; 7— полый шток; 8— основание; в — комбинированный:
1 — захват труб; 2 — стационарный захват; 3 — подвижная траверса; 5 —
корпус цилиндра с осью; 6 — шток; 9 — приводный цилиндр; 10 — ось;
И, 12 — неподвижные шкивы: 13, 14 — ходовые концы канатов талевых
систем; 15, 16 — «мертвые» концы канатов; А — поршневая полость; Б —
штоковая полость
ром подвеска колонны НКТ в трубной головке должна быть муф-
товой с герметизацией затрубного пространства.
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
662
Рис. 10.42. 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 спайде-
ра; 9 — цилиндры привода неподвижного спайдера; 10 — траверса неподвижная;
11 — рабочая площадка; 12 — нажимное кольцо подвижного спайдера; 13 —
клинья подвижного спайдера; 14 — цилиндры привода подвижного спайдера;
15 — траверса подвижная; 16 — вращающийся корпус; 17 — шестерня вращаю-
щихся клиньев; 18 — гидромотор; 19, 22 — распределители; 23 — насос; 24 — бак
663
приводится в действие гидроприводом, работающим обычно от
ДВС. Подача очередных труб к подъемнику при спуске колонны
в скважину осуществляется с помощью агрегатированного с ним
крана с гидроприводной лебедкой, а их свинчивание — развин-
чивание с помощью гидроприводного трубного ключа, также
агрегатированного с подъемником.
Силовой привод обычно устанавливается в стороне от подъем-
ника (см. рис. 10.40).
Афегаты для приемного ремонта скважин под давлением
выполняются таюГКиобразом, чтобы при укомплектовании их на
время ремонта соответствующим технологическим оборудова-
нием, например роторами, промывочными насосами, можно было
бы выполнять весь комплекс работ, необходимых для данной
скважины.
Принципиальные схемы основных механизмов агрегата ана-
логичны ранее рассмотренным.
Схемы и конструкция силовых цилиндров подъемника, его
узлов и деталей, т.е. собственно цилиндров, штоков, поршней,
штоковых уплотнений аналогичны деталям того же назначения,
используемым, например, в гидроприводных штанговых сква-
жинных установках. Схемы и конструкция элементов (непод-
вижных и подвижных) спайдеров: корпусов, клиньев, сменных
плашек, их гидроприводов — аналогичны спайдерам для под-
земного ремонта. Схемы и конструкции трубных ключей анало-
гичны гидроприводным ключам рассмотренных типов.
Конструкция герметизатора (рис. 10.43) также аналогична
применяемым для различных целей устьевым скважинным гер-
метизаторам.
Компоновка превенторов на устье скважины, позволяющая
выполнять спуско-подъемные операции (рис. 10.44), осуществ-
ляется следующим образом. На корпусе трубной головки мон-
тируется превентор 7 с глухими плашками, выше — аварийный 2
с трубными плашками, а над ним два превентора 3 и 6, соеди-
ненные 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.
664
Рис. 10.43. Герметизатор:
7, 2, 3 — фиксатор; 4 — упорное коль-
цо; 5— винт; 6— втулка; 7, 8— уплот-
нение; 9 — герметизатор; 10 — корпус
К панели управления
Рис. 10.44. Схема компоновки
оборудования для герметизации устья
Силовой привод агрегатов также типичен для гидрооборудо-
вания на основе объемного привода. Мощности привода агрега-
та составляют от 150 до 400 кВт, подача силовых насосов — от
400 до 1500 л/мин. Агрегаты имеют различную грузоподъемность-
от 100 до 1700 кН.
При спуске или подъёме колонн труб необходима четкая син-
хронизация взаимодействия собственно подъемника, спайдеров,
превенторов, механического трубного ключа, вспомогательных
подъемников, что достигается за счет гидропривода. Однако схема
их гидропривода становится при этом сравнительно сложной
(рис. 10.45). 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 объем-
ного гидропривода.
665
б
Рис. 10.45. Принципиальные схемы гидропривода агрегата для работ под давлением:
а — схема управления четырьмя цилиндрами подъемника; б — схема управления
одноцилиндровой установкой: 1 — клапан запирающий; 2, 3 — клапаны сливные;
4 — трехпозиционный четырехходовой распределитель; 5 — регулятор слива; 6 —
двухпозицнонный распределитель; 7, 8— цилиндры; 9 — распределитель-раздели-
тель; 10, // — цилиндры; 12, 13 — управляемые обратные клапаны; /-/—распреде-
литель двухпозиционный, двухходовой; 15, 16 — распределитель двухпозицион-
ный четырехходовой; 17, 18, 19 — контрольные манометры; 20, 21 — перепуск-
ной клапан; в — схема управления спайдерами и системой герметизации устья: /,
2, 3 — спайдеры; 4, 5, 6 — двухпозиционные распределители; 7,8— краны управ-
ления; 9, 10 — распределители; 11, 12, 13 — гидроцилиндры; 14, 15, 16— распре-
делители; 17 — клапан редукционный; 18, 19— манометры
666
Таким образом, по существу все основное оборудование, со-
ставляющее агрегаты для текущего ремонта скважин под давле-
нием с герметизированным устьем, построено на гидроприводе,
машинах и механизмах, используемых в нефтегазопромысловом
и буровом оборудовании. Эта особенность конструктивных его
решений путем компоновки из апробированных, широко при-
меняемых, надежных элементов и предопределила успех осуще-
ствления сложной и важной для отрасли технологии ремонта
скважин под давлением.
10.6.6. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РАБОТЫ
С КОЛОННАМИ НЕПРЕРЫВНЫХ ТРУБ
Идея использования колонны непрерывных труб (КНТ) для
выполнения операций подземного ремонта скважин (ПРС) пред-
ставляет собой принципиально новый подход к решению дан-
ной проблемы.
Реализация схем работоспособного оборудования стала воз-
можной только после решения двух технических задач: это со-
здание колонны непрерывных труб, обладающих достаточно
высокой циклической прочностью даже за пределами упругос-
ти, и промыслового оборудования, обеспечивающего спуск и
подъем такой колонны в скважину. В результате решения этих
задач появилась новая технология проведения буровых работ и
подземного ремонта скважин на основе использования колонны
непрерывных труб, к которым относятся: подготовка оборудова-
ния, выполнение операций спуска-подъема, ремонта или буре-
ния скважины и свертывание комплекса оборудования.
Уже первые пробные варианты указанного выше комплек-
са показали, что, несмотря на очевидную простоту самого
принципа новой технологии проведения подземного ремонта,
его реализация требует создания машин нового типа, ранее не
существовавших и не имевших аналогов ни в одной отрасли
машиностроения. Еще большую проблему представляла раз-
работка технологии изготовления гибких труб, прочность и
долговечность которых соответствовали бы условиям их эксп-
луатации.
Как и любое новое направление техники, оборудование с
применением колонн гибких труб и технология их производства
667
создавались не на пустом месте. К этому моменту уже существо-
вали машины для спуска в скважину под давлением кабеля и
труб. Были разработаны технологии производства электросвар-
ных труб. Но создание реально действующих машин и оборудо-
вания, рассматриваемых ниже, даже на основе уже имеющихся
конструкторских и технологических решений потребовало про-
ведения огромного объема работ.
Состояние, в котором находятся разработка, изготовление и
эксплуатация оборудования с использованием колонны непре-
рывных труб в нашей стране характеризуется тем, что с одной
стороны, у нас разработано достаточно много оригинальных тех-
нических решений, а с другой стороны, их внедрение в производ-
ство отстает в отличие от аналогичных ситуаций в зарубежных
фирмах. Накопленный последними большой опыт в области про-
изводства и эксплуатации оборудования подобного типа, а также
отечественные наработки позволяют сделать вывод о том, что
принципиально все основные технические вопросы можно счи-
тать решенными. В настоящее время апробированы в эксплуата-
ции различные конструктивные схемы, имеется достаточно боль-
шая элементная база для создания агрегатов [68]. Кроме того,
разработаны и испытаны разные варианты технологий выполне-
ния работ с использованием агрегатов нового типа.
10.6.6.1. Основные преимущества оборудования
с непрерывными трубами
Мировой опыт применения колонн гибких труб насчитывает более
35 лет. За это время были выявлены и неоднократно подтвержда-
лись на практике преимущества использования этой технологии
проведения работ по сравнению с традиционной. К ним относятся:
— обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах
выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготов-
ки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свер-
тывания;
— возможность осуществления работ в нефтяных и газовых
скважинах без их предварительного глушения;
— обеспечение циркуляции технологической жидкости на всех
этапах выполнения внутрискважинных операций, в том числе —
во время СПО;
668
— отсутствие необходимости освоения и вызова притока сква-
жин, в которых выполнялись работы с использованием колон-
ны гибких труб;
— безопасность проведения спускоподъемных операций, так
как в данном случае не нужно осуществлять свинчивание — раз-
винчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-ком-
прессорные трубы (НКТ) на мостки;
— значительное улучшение условий труда работников бригад
подземного ремонта при выполнении всего комплекса операций;
— сокращение времени при спуске и подъеме внутрисква-
жинного оборудования на проектную глубину;
— обеспечение возможности бурения, спуска забойных инст-
рументов и приборов, а также выполнения операций подземного
ремонта в горизонтальных и сильно искривленных скважинах;
— соблюдение более высоких требований в области экологии
при проведении всех операций по ремонту и бурению скважин,
в частности, за счет меньших размеров комплексов оборудова-
ния для этих целей по сравнению с традиционными;
— существенный экономический эффект в результате приме-
нения КНТ как при ремонте, так и при проведении буровых
работ.
В настоящее время специалисты различных фирм ежегодно
выполняют порядка тысячи операций на скважинах с использо-
ванием колонн непрерывных труб.
Применять КНТ начали для осуществления наиболее про-
стых операций при проведении ПРС — очистки колонны труб и
забоев от песчаных пробок. При внедрении данной технологии
использовали КНТ с наружным диаметром 19 мм. В настоящее
время созданы буровые установки, работающие с колоннами
диаметром до 114 мм. При помощи КНТ с промежуточными
значениями диаметров в этом диапазоне (19—114 мм) можно
осуществлять практически весь набор операций подземного ре-
монта скважин и бурения. Параллельно с совершенствованием
и созданием новых технологий выполнения нефтепромысловых
работ шло развитие и технологии изготовления КНТ, а также
нефтепромыслового оборудования и инструмента, обеспечива-
ющего их применение.
Оборудование для работы с использованием КНТ обеспечи-
вает резкое повышение эффективности процессов ремонта и
669
прения скважин, особенно при проведении работ на месторож-
:ниях со сложными геологическими и климатическими усло-
1ЯМИ.
Однако преимущества КНТ и новые технические решения,
юсобствующие их совершенствованию, позволяют постоянно
юширять область применения данного оборудования и повы-
ать эффективность ведения работ. Например, использование
тонны непрерывных тру& внесло изменения в практику буре-
гя нефтяных и газовыК скважин, особенно при их заканчива-
ги, а также в технол'огйю выполнения каротажных исследова-
гй, работ по вскрытию пласта в сильно искривленных и гори-
щтальных скважинах.
Перспективы дальнейшего применения КНТ обусловлены, в
отнести, следующими факторами:
— к настоящему времени создано оборудование, позволяющее
ботать с колоннами непрерывных труб практически всех необхо-
[мых диаметров и длин при высоких скоростях спуска и подъема;
— обеспечена долговечность КНТ в условиях нейтральных и
фрозионно-активных жидкостей.
Высокая эффективность работ, выполняемых с использова-
тем КНТ, безусловно повлияет на стратегию и тактику разра-
>тки месторождений в будущем. Прежде всего это касается эк-
[луатации месторождений, расположенных в отдаленных и труд-
)д осту иных районах, а также тех, пластовая жидкость которых
аеет аномальные свойства. Кроме того, при дальнейшем со-
ршенствовании оборудования, обеспечивающего работу КНТ,
эжно достичь высокой эффективности проведения всего ком-
гекса работ, связанных с бурением, освоением, эксплуатацией
ремонтом горизонтальных скважин.
Можно выделить основные ключевые направления развития
иных технологий в России:
— увеличение количества типоразмеров установок;
— повышение технического уровня оборудования, эксплуа-
ционных характеристик агрегатов;
— разработка систем автоматизированного контроля за функ-
юнированием узлов агрегатов и технологическими процессами;
— создание установок с непрерывными трубами большого
гаметра для забуривания вторых стволов и проходки горизон-
льных участков скважин;
О
— обеспечение комплектности поставок;
— возможность сервисного обслуживания;
— доступная стоимость.
Реализация развития этих направлений будет более эффек-
тивна при условии создания полигонов для испытаний обору-
дования, отработки технологий и эксплуатации установок, вы-
деления участков непосредственно на нефтепромыслах и место-
рождениях для внедрения описываемых технологий — вначале в
сопровождении традиционных подъемников для замены муфто-
вых НКТ на КНТ, а затем для полного сервисного обслужива-
ния скважин с использованием всех возможностей технологий,
основанных на применении непрерывной трубы для:
— текущего и капитального ремонта объектов;
— освоения скважин;
— эксплуатации КНТ в нагнетательных скважинах;
— применения КНТ в установках штанговых, центробежных,
гидропоршневых и струйных насосов;
— обустройства нефтепромысловой сети.
Установки с использованием колонны непрерывных труб сле-
дует создавать компактными и монтировать на автомобильном
шасси с проходимостью, обеспечивающей передвижение в ус-
ловиях намывных кустов и дорог без твердого покрытия. Обору-
дование агрегата должно работать при температуре окружающей
среды от -45 до +45 °C и быть стойким к агрессивным средам.
Необходимо, чтобы монтаж-демонтаж установки на устье сква-
жины проводился без привлечения дополнительной грузоподъ-
емной техники.
Агрегат должен обеспечивать выполнение следующих техно-
логических операций:
— очистку эксплуатационных колонн от гидратопарафино-
вых пробок путем промывки горячим солевым раствором с плот-
ностью до 1200 кг/м3 и температурой до 150 °C;
— удаление песчаных пробок;
— извлечение бурового раствора из скважины;
— ловильные работы при капитальном ремонте скважин (КРС);
— цементирование скважин под давлением;
— кислотные обработки под давлением;
— разбуривание цемента;
— изоляцию пластов.
671
Основное оборудование должно состоять из набора блоков.
Первый блок включает:
— барабан с намотанной трубой;
— монтажное устройство;
— инжектор — устройство, транспортирующее КНТ;
— кабину управления агрегатом;
— насосную (компрессорную) станцию для прокачки техно-
логической жидкости.
Второй блок юйточает:
— емкость Дйй>Технологической жидкости (8—10 м3), снаб-
женную теплоизоляцией;
— нагревательное устройство для технологической жидкости;
— насос для перекачивания технологической жидкости с при-
водом от ходового двигателя агрегата.
В состав вспомогательного оборудования, которым должна
укомплектовываться установка, входят:
— уплотнительный элемент устья;
— противовыбросовый превентор;
— комплект быстроразборного манифольда для технологи-
ческой жидкости;
— прибор, регистрирующий нагрузку от веса колонны труб;
— комплект внутрискважинного инструмента (локаторы конца
трубы, шарнирные отклонители, разъединитель с извлекающим
устройством, центраторы колонны, обратные клапаны, струй-
ные насадки, ясы и акселераторы и т.п.).
В комплект оборудования входит инструмент и запасные части.
Необходимо, чтобы конструкция агрегата соответствовала тре-
бованиям техники безопасности, действующим в нефтяной и
газовой промышленности:
— система освещения установки должна быть защищена от взры-
вов и обеспечивать освещенность на устье скважины, равную 26 лк;
— уровень звукового давления на рабочих местах не должен
быть выше 85 дБ;
— площадки, расположенные на высоте более 1 м, должны
иметь перильные ограждения высотой не менее 1 м;
— для подъема на платформу агрегата нужны маршевые лес-
тницы с перильными ограждениями шириной не менее 0,75 м;
— выхлопную систему двигателей агрегатов следует снабжать
искрогас ителями;
672
— пост управления агрегатом нужно размещать с учетом хо-
рошей видимости рабочих мест как у скважины, так и на других
участках;
— расположение центра тяжести агрегата должно обеспечи-
вать его устойчивое положение при перемещении по дорогам с
уклоном до 25° в осевом направлении и до 15° в боковом;
— агрегат необходимо снабжать электрической панелью с вы-
ходом 220/50 В для освещения, зарядным устройством и транс-
форматором-выпрямителем на 24 В постоянного тока для под-
зарядки аккумуляторов и аварийного освещения.
Габаритные размеры агрегата в транспортном положении не
должны превышать по высоте 4,5 м, а по ширине — 3,2 м.
Агрегаты подземного ремонта, использующие колонну непре-
рывных труб, характеризуются следующими параметрами:
— длиной колонны труб;
— диаметром колонны труб;
— типом монтажной базы (автомобильное или тракторное
шасси, прицеп);
— диаметром барабана для хранения труб;
— тяговым усилием при извлечении трубы, развиваемым
транспортером;
— скоростью перемещения трубы транспортером;
— давлением в полости ремонтируемой скважины; <
— давлением технологической жидкости;
— составом бригады, обслуживающей агрегат;
— массой агрегата;
— показателями надежности.
Главными параметрами являются диаметр и длина колонны
гибких труб и агрегата. Именно они влияют на остальные па-
раметры, конструкцию агрегата и его компоновку. Например,
диаметр и длина колонны труб определяют диаметр барабана
и тяговое усилие. Эти же показатели существенно влияют и
на давление насосов, перекачивающих технологическую жид-
кость, и компоновку агрегата, от которой зависит тип мон-
тажной базы.
Диаметр КНТ в определенной степени связан с длиной ко-
лонны. Эта зависимость обусловлена рядом факторов, которы-
43 Ив
673
ми, например, являются расход технической жидкости и проч-,
ностные показатели материала, из которого изготавливают тру-
бы. По результатам исследования таких взаимосвязей устанав-
ливают, какой длине колонны гибких труб должен соответство-
вать определенный диаметр.
Решение данной задачи строится на следующих логических
основах — для выполнения любых технологических операций
комплекс наземного обррудования должен обеспечивать необ-
ходимую подачу тех^блогической жидкости. При ее прокачива-
нии пб колонне гибких труб гидродинамические потери Др со-
ставляют, как правило, больше половины общей величины дав-
ления на выходе насосной установки. Остальные компоненты,
например, перепад давления на забойном двигателе, устанавли-
ваются согласно паспортным характеристикам устройств.
Помимо влияния расхода жидкости, значение диаметра КНТ
зависит еще и от прочностных показателей материалов, из кото-
рых изготавливают трубы.
В опасном сечении (верхнее сечение колонны труб, спущен-
ных в скважину) материал находится в сложном напряженном
состоянии. Эквивалентные напряжения, действующие в этом
сечении, зависят от внутреннего давления в трубах, глубины их
спуска, реактивного момента, возникающего при работе забой-
ного двигателя, и других силовых факторов, проявляющихся в
поперечном сечении труб при выполнении определенных тех-
нологических операций.
Для предварительной оценки напряженного состояния мо-
жет быть использована теория прочности, в соответствии с ко-
торой эквивалентные напряжения могут быть определены сле-
дующим образом [68]:
о = о(Д ) + о (р) = yL + р d /(4d ), (10.1)
экв 4 тр' пг^ ' * тр г max cf v тр7’ v
где у — удельный вес материала труб; dc — диаметр средин-
ной поверхности трубы; ат — нормальные напряжения, действу-
ющие в меридиональном направлении трубы при внутреннем
давлении р.
Исходя из условия прочности оэкв < после преобразова-
ния формулы (10.1) получаем
674
d = 5 + (45 /р )(kd о - уД ), (10.2)
тр.н тр \ тр' * max/v т тр.н т * тр'’ ' '
где к^ — коэффициент запаса прочности по пределу текучес-
ти; сгт — предел текучести материала, из которого изготовлена
труба; 5тр — толщина стенки трубы.
В табл. 10.20 приведены значения диаметров труб в зависи-
мости от глубины подвески и максимального давления р при
[о] = 0,8от = 400 МПа [68].
Количество агрегатов, работающих с колонной непрерыв-
ных труб, по сравнению с количеством машин массового про-
изводства относительно мал. При этом разброс параметров
отдельных типоразмеров установок весьма велик. Следователь-
но, нецелесообразно унифицировать их металлоконструкции,
элементы шасси и другие части, ремонт которых не заплани-
рован, а срок службы соответствует сроку службы всего агре-
гата.
В данной ситуации важнее унифицировать узлы, сложные в
кинематическом отношении, составляющие, обеспечивающие
быструю перенастройку при необходимости перехода во время
работы с одного диаметра труб на другой, а также узлы, непос-
редственно не связанные с величиной параметров агрегатов,
например, пульты управления, элементы оборудования кабин
операторов и другие, а также сложные комплектующие изделия,
прежде всего элементы гидропривода.
При выборе комплектующих следует ориентироваться на из-
делия, применяемые для агрегатов, работающих в аналогичных
условиях, к которым, прежде всего, относятся дорожные и стро-
ительные машины, а также транспортная техника. В настоящее
время для них освоена широкая гамма комплектующих изделий
гидропривода — насосы, моторы, управляющая и регулирующая
аппаратура, элементы гидросистем. Эти изделия обладают наи-
большей надежностью по сравнению с имеющимися аналогами
в других отраслях. Для них создана ремонтная база, система при-
обретения этих изделий достаточно хорошо отработана.
675
: - ' a Таблица 10.20
Диаметры КНТ в зависимости от глубины подвески и максимального дарАния
Длина КНТ, м Максимальный диаметр КНТ, мм, определяемый из УСЛОВИЯ ПРОЧНОСТИ, При Дтах, МПа Минимальный диаметр КНТ, мм, обеспечивающий заданную пропускную способность, при Ртах, МПа
10 15 20 25 10 15 . 29 25
0 284 190,7 144 116 4 4 4 4
250 268,4 180,3 136,2 109,8 26,9 25,1М L 23’9 23
500 252,8 169,9 128,4 103,5 30,3 28,2 1 26,9 25,9
750 237,2 159,5 120,6 97,3 32,5 30,3 ‘ 28,8 27,7
1000 221,6 149,1 112,8 91 34,2 31,8 30,3 29,1
1250 206 138,7 105 84,8 35,5 33,1 31,5 30,3
1500 190,4 128,3 97,2 78,6 36,7 34,2 32,5 31,2
1750 174,8 117,9 89,4 72,3 37,7 35,1 33,4 32,1
2000 159,2 107,5 81,6 66,1 38,7 36 34,2 32,9
2250 143,6 97,1 73,8 59,8 39,5 36,7 34,9 33,5
2500 128 86,7 66 53,6 40,2 37,4 35,5 34,2
2750 112,4 76,3 58,2 47,4 40,9 38,1 36,2 34,8
3000 96,8 65,9 50,4 41,1 41,6 38,7 36,7 35,3
3250 81,2 55,5 42,6 34,9 42,2 39,2 37,2 35,8
3500 65,6 45,1 34,8 28,6 42,8 39,7 37,7 36,3
3750 50 34,7 27 22,4 43,3 40,2 38,2 36,7
4000 34,4 24,3 19,2 16,2 43,8 40,7 38,7 37,1
4250 18,8 13,9 Н,4 9,9 44,3 41,2 39,1 37,5
4500 3,2 3,5 3,6 3,7 44,8 41,6 39,5 37,9
Примечание. Вариант расчета выполнен для подачи насоса технологической жидкости 5 дм3/с при работе на технической
воде.
10.6.6.2. Конструкции агрегатов для работы с КНТ
Агрегатами для работы с колоннами непрерывных труб назы-
ваются наборы оборудования, позволяющие выполнять все тех-
нологические операции при подземном ремонте скважин с при-
менением КНТ. К ним относятся:
— транспортные операции по доставке оборудования на мес-
то проведения работ;
— спуск и подъем колонны непрерывных труб;
— подготовка технологической жидкости, применяемой при
ремонте скважины, — доставка жидкости, ее подогрев и т.д.;
— собственно подземный ремонт — промывка пробок, сбив-
ка клапана и т.д. К этой же группе операций относится и закач-
ка жидкости в скважину;
— операции по восстановлению свойств технологической жид-
кости, использованной в процессе подземного ремонта, — дега-
зация, очистка и подогрев. При определенной организации ра-
бот эта группа операций может не выполняться.
Некоторые агрегаты, например, выпускаемые заводом «Руд-
гормаш», фирмой «ОКБ БН-Коннас», «Борец», позволяют осу-
ществлять только спуско-подъемные операции с колонной не-
прерывных труб. Поэтому при использовании их во время под-
земного ремонта скважин необходимо дополнительно иметь на-
сосный агрегат для закачки технологической жидкости, пере-
движные парогенераторные установки для подачи тепла в ем-
кость для хранения, нагрева и дегазации жидкости.
Все элементы, входящие в комплекс рассматриваемого обо-
рудования, выполняются мобильными. Отличаются они лишь
количеством единиц, входящих в комплекс, типами транспорт-
ных средств, используемых для их перемещения, и компоновка-
ми основных узлов на последних. Пристальное внимание к сред-
ствам транспортирования обусловлено тем, что они в значитель-
ной степени определяют общую компоновку машин и их основ-
ные показатели.
Рассмотрим наиболее характерные и достаточно хорошо от-
работанные в настоящее время конструктивные решения.
Наиболее типичным из комплексов, размещенных на двух
транспортных средствах, является оборудование фирмы Dreco.
Оно представляет собой два агрегата, один из которых осуще-
677
ствляет операции с трубой, второй обеспечивает подачу техно-
логической жидкости.
Агрегат, обеспечивающий работу с КНТ (рис. 10.46), смонти-
рован на специализированном шасси с формулой «10x10». Оно
включает два передних и три задних моста, которые все являют-
ся ведущими. В конструкции используют серийно изготавлива-
емые мосты, установленные на раму, специально спроектиро-
ванйую для даннодю агрегата. Для перемещения последнего и
привода его механизмов во время работы служит дизельный дви-
гатель, расположенный за кабиной водителя. Крутящий момент
от двигателя передается карданным валом к раздаточной короб-
ке, находящейся в средней части рамы, а от нее — к группе
передних и задних мостов. Над двигателем смонтирована каби-
на управления агрегатом, которая может перемещаться верти-
кально по специальным направляющим на высоту около 1 м.
Рис. 10.46. Агрегат для работы с колонной гибких труб фирмы Dreco:
1 — кабина водителя; 2 — силовой агрегат; 3 — кабина оператора; 4 —
барабан с КГТ; 5 — катушки с гибкими шлангами; 6 — направляющая
дуга; 7 — транспортер; 8 — монтажное устройство; 9 — задняя тележка
шасси; 10 — раздаточная коробка шасси; 11 — передняя тележка шасси
В средней части рамы агрегата находится барабан с колонной
гибких труб, на нем смонтирован укладчик трубы. В кормовой
части агрегата установлен гидропривод ной манипулятор, предус-
мотрено место для перевозки транспортера, превентора и инстру-
ментов. Рядом с ними располагается катушка с гибкими трубопро-
водами, служащими для соединения транспортера с агрегатом.
678
Последний в рабочем положении на скважине опирается на
четыре гидравлических домкрата. Для обслуживания оборудова-
ния агрегат имеет удобные лестницы и трапы, позволяющие бе-
зопасно перемещаться и работать на нем.
Агрегат, обеспечивающий нагрев и закачивание технологи-
ческой жидкости, смонтирован на специализированном авто-
шасси с формулой «6x4», конструкция кабины управления ана-
логична применяемой в агрегате для работы с колонной непре-
рывных труб. Кабина для обслуживающего персонала здесь от-
сутствует, а управление узлами агрегата осуществляется со спе-
циального пульта, расположенного в средней части установки.
На агрегате имеется печь для нагрева технологической жидкости,
насос для закачивания ее в колонну непрерывных труб, емкость
для хранения, топливные баки и контрольно-измерительная ап-
паратура.
Нагретая жидкость подается от насоса к агрегату с КНТ по
металлическому трубопроводу, снабженному быстроразборны-
ми соединениями.
Кабины управления транспортными базами не только опи-
санного оборудования, но и всех других импортных агрегатов
хорошо спроектированы. Они удобны при управлении машина-
ми в дорожных условиях и обеспечивают достаточный обзор в
рабочем положении при установке их на скважинах.
Основным недостатком рассматриваемого комплекса являет-
ся ограниченная проходимость, обусловленная, прежде всего,
малым диаметром колес шасси.
Для полноты обзора конструкций агрегатов следует отметить,
что существуют различные варианты размещения комплекса
оборудования на транспортном средстве и его прицепе. Они
интересны тем, что кабина оператора располагается в кормовой
части за барабаном. При этом оператор имеет хороший обзор
устьевого оборудования, однако наблюдение за процессом на-
мотки трубы на барабан затруднено.
Использование оригинальных либо изготавливаемых малы-
ми сериями шасси приводит к существенному удорожанию аг-
регата и оправдано лишь в тех случаях, когда стандартное се-
рийное шасси не обеспечивает заданных требований по грузо-
подъемности или габаритам. В то же время применение серий-
ных образцов, хотя и приводит к удешевлению транспортной
679
базы в 5—7 раз по сравнению с оригинальными конструкциями,
создает ряд трудностей при проектировании агрегата. В первую
очередь к ним относится обеспечение необходимых транспорт-
ных габаритов установки и распределения нагрузки на колеса.
Кроме того, приходится планировать мощности, потребляемые
отдельными узлами, и режимы их работы в соответствии с мощ-
ностью, которую можно отбирать от ходового двигателя.
Как правило, дл^нописываемых агрегатов используют авто-
мобильные шасси «КамАЗ» и «УралАЗ», обладающие грузоподъ-
емностью не менёё 12 т и имеющие достаточно длинную раму.
Достаточно широко для монтажа нефтепромыслового оборудо-
вания применяются автошасси «КрАЗ». Однако к их отдельным
недостаткам в настоящее время прибавилась и сложность по-
ставки машин и запасных частей к ним, поскольку завод-изго-
товитель находится в ближнем зарубежье.
Наиболее характерными конструкциями с использованием
различных решений являются следующие агрегаты: КПРС, из-
готавливаемый заводом «Рудгормаш» (рис. 10.47), и «Скорпи-
он», выпускаемый заводом «Брянский Арсенал» (рис. 10.48).
Рис. 10.47. Агрегат КПРС, изготавливаемый заводом «Рудгормаш»,
в транспортном положении:
I — кабина оператора; 2 — укладчик гибкой трубы; 3 — барабан с КГТ; 4 —
механизм установки транспортера в рабочее положение; 5 — направляю-
щая дуга; 6 — транспортер; 7 — автомобильное шасси; 8 — рама агрегата
680
Рис. 10.48. Агрегат «Скорпион» в транспортном положении:
1 — герметизатор устья; 2 — транспортер; 3 — монтажное устройство; 4 —
барабан; 5 — укладчик КГТ; б — направляющая дуга; 7— колонна гибких
труб; 61— кабина оператора в транспортном положении; 9— автомобиль- 3
ное шасси; 10 — раздаточный редуктор насосов гидропривода; 11 — вин-
товые насосы для подачи технологической жидкости; 12 — рама агрегата >’<
Агрегат КПРС имеет традиционную компоновку. Кабина опе-
ратора расположена за кабиной водителя, барабан с колонной
непрерывных труб — в средней части шасси, а в кормовой
его части — транспортер и устройство для монтажа-демонтажа.
В этой конструкции манипулятор для проведения монтажных
работ выполнен в виде рычажного механизма, несущего транс-
портер.
Кабина управления агрегатом жестко закреплена на раме
шасси. Ниже нее располагаются коробка отбора мощности от
ходового двигателя и гидропривод.
В рабочем положении агрегата на скважине рессоры задней
тележки автошасси разгружаются посредством двух гидравли-
ческих домкратов.
Компоновка агрегата «Скорпион» отличается от традицион-
ной. В этой конструкции ось барабана для колонны гибких труб
расположена вдоль оси автомобильного шасси, кабина операто-
ра в транспортном положении размещена за кабиной водителя,
но в рабочем положении она поворачивается на кронштейне
относительно вертикальной оси. При этом справа от оператора
681
находится устье скважины, а перед лобовым стеклом кабины —
барабан с колонной непрерывных труб. Для монтажа транспор-
тера на устье скважины используют мачту, в верхней части ко-
торой расположена направляющая для непрерывной трубы.
Транспортер с герметизатором устья в транспортном положе-
нии располагается на мачте.
В кормовой части агрегата имеется емкость для хранения тех-
нологической жидкости с теплообменником для подачи пара, а
вдоль Левого борта-(ЫГходу автомобиля) размещены два винто-
вых на'соса для нагнетания жидкости. Два последних узла позво-
ляют говорить о данном агрегате как о комплексе, обеспечиваю-
щем не только перемещение колонны непрерывных труб, но и
закачивание технологической жидкости.
В обоих рассмотренных агрегатах ходовой двигатель исполь-
зуют в качестве приводного при работе на скважине.
На рис. 10.49 показаны различные компоновки агрегатов,
смонтированных на автомобильных шасси.
Монтаж оборудования агрегата на прицепе (типа трейлера)
позволяет значительно сократить долю стоимости транспортной
базы в общей стоимости агрегата, значительно упростить его
компоновку, обеспечить необходимые параметры при меньших
весовых и габаритных ограничениях. Подобные решения приме-
няют такие фирмы, как Dowell, Newsco Well Service Ltd., «ОКБ
БН-КОННАС» (рис. 10.50) [68]. В этом случае привод агрегата
осуществляют от двигателя, расположенного на трейлере.
Над устьем скважины устанавливают устройство, обеспечи-
вающее принудительное перемещение колонны гибких труб вверх
или вниз. В отечественной технической литературе это устрой-
ство называют транспортером, а в англоязычной — инжектором
или инжекционной головкой.
В агрегатах для работы с колонной гибких труб реализуют
обычно два направления оформления узлов крепления транс-
портера в рабочем положении.
Первое решение предусматривает использование специаль-
ной опоры — пространственной металлоконструкции, которая
удерживает транспортер и опирается на грунт четырьмя опор-
ными плитами (рис. 10.51, 10.52). Как правило, эту опору снаб-
жают растяжками, которые крепят к установленным в грунте
682
£89
эинэжоеоц Mhoged
a EdaidouoHedi ияаонвюХ wehhexsw — p idsidouoHBdi — p iiagXdi яиь
-tfBioiX — p ‘1HX ° HEgedEg — f iBdoiBdauo внидвя — £ :виэ1ипоа внидвх
— [ fwodaidouoHBdi и 1HN woHBgedBg лежок — в ‘BiBjad.it? awdox
eh — g ‘KiroiHiroa ионидвм ве — о :BdoiBdauo инидвх эинэжоионоюдр}
:иээвш хинчгидоимяе ен ao iBjadiB hmohouwojj ‘6t'0[ ’ЭИЛ
Рис. 10.50. Компоновка агрегата на полуприцепе
в рабочем положении на скважине:
Т’ 1 — автомобиль-буксировщик; 2 — кабина оператора; 3 — барабан с КГТ;
4 — укладчик КГТ; 5 — колонна гибких труб; 6 — направляющая дуга;
, . 7 — транспортер; 8 — герметизатор устья; 9 — превентор; 10 — опора
транспортера; 11 — оборудование устья скважины; 12 — устье скважины;
13 — насосная установка; 14 — рама агрегата
якорям. В ряде конструкций агрегатов транспортер дополнительно
удерживается в верхней части посредством монтажного устрой-
ства, обеспечивающего его установку. И дополнительное креп-
ление в верхней части, и растяжки служат для восприятия гори-
зонтальных составляющих усилий при перемещении трубы в
периоды спуска или подъема.
Опора транспортера должна иметь достаточную высоту, что-
бы обеспечить установку этого узла над фонтанной арматурой,
превентором и уплотнительным элементом устья.
Преимущество подобной системы заключается в практичес-
ки полной разгрузке устья скважины от поперечных усилий,
возникающих при операциях монтажа-демонтажа оборудования
я действии агрегата. Это особенно важно при работе с «высоки-
ми» устьями, на которых даже незначительные поперечные уси-
тия приводят к появлению больших изгибающих моментов, воз-
действующих на элементы устьевого оборудования.
Использование опоры транспортера позволяет разгрузить ус-
ъе от вертикальных сил, обусловленных собственным весом
)борудования, и нагрузки от веса колонны гибких труб, спу-
ценных в скважину.
S84
s
Рис. 10.51. Агрегат «Скорпион» в рабочем положении на скважине:
1 — кабина водителя; 2 — бак гидросистемы агрегата; 3 — барабан с КГТ;
4 — укладчик КНТ; 5 — колонна гибких труб; 6 — направляющая дуга;
7 — монтажное устройство; 8 — транспортер; 9 — опора транспортера;
10 — герметизатор устья; 11 — арматура устья скважины; 12 — рама агре-
гата; 13 — емкость для технологической жидкости; 14 — кабина операто-
ра в рабочем положении (показаны только ее опоры)
К недостаткам следует отнести необходимость хотя и в про-
стом, но дополнительном узле — опоре, которую нужно соби-
рать и устанавливать на устье скважины перед монтажом транс-
портера.
Второе решение предусматривает монтаж транспортера не-
посредственно на герметизатор устья (рис. 10.52). В данной кон-
струкции агрегата монтаж-демонтаж осуществляют с помощью
манипулятора, к которому жестко присоединен транспортер. При
работе агрегата штоки гидроцилиндров, перемещающих элементы
манипулятора, фиксируются, что обеспечивает жесткую связь
транспортера с установкой.
Преимуществом данного технического решения является
комплексное использование манипулятора, а недостатком —
неизбежность возникновения поперечных сил, воздействующих
685
s
Рис. 10.52. Агрегат КПРС, изготавливаемый заводом «Рудгормаш»,
в рабочем положении на скважине:
1 — кабина оператора; 2 — барабан с КНТ; 3 — укладчик КНТ; 4 —
колонна непрерывных труб; 5 — механизм установки транспортера в ра-
бочее положение; 6 — направляющая дуга; 7 — транспортер; 8 — герме-
тизатор устья; 9 — превентор; 10— фонтанная арматура; II — устье сква-
жины; 12 — автомобильное шасси; 13 — рама агрегата
на устье как при монтаже-демонтаже, так и при работе агрега-
та. Последнее обусловлено неизбежной просадкой домкратов,
на которые опирается рама агрегата, и низкой жесткостью са-
мого манипулятора. Кроме того, на устье скважины передают-
ся усилия веса транспортера и колонны труб. На газовых сква-
жинах работа с подобным оборудованием из-за возможности
разрушения фонтанной арматуры запрещена Госгортехнадзо-
ром РФ.
Одним из наиболее ответственных узлов агрегата является
транспортер или инжектор. Он должен обеспечивать перемещение
колонны непрерывных труб в заданном диапазоне без проскаль-
зывания рабочих элементов и повреждений наружной поверхно-
сти трубы и ее геометрии. Необходимо, чтобы транспортер при
перемещении КНТ и вверх, и вниз работал одинаково надежно.
686
К настоящему времени сложились два направления в конст-
руировании транспортеров — с одной и двумя тяговыми цепя-
ми, снабженными плашками, взаимодействующими с колонной
гибких труб. Плашки прижимаются к гибкой трубе с помощью
гидравлических цилиндров.
Принципиальная схема транспортера с двумя цепями приве-
дена на рис. 10.53, а. На корпусе 1 слева и справа от гибкой
трубы 3 расположены две двухрядные цепи 5, состоящие из пла-
стин 14 и втулок 13. Звенья цепей соединены пальцами 75 и
снабжены плашками 16. Плашки расположены между звеньями
цепей (рис. 10.53, б). Каждая плашка установлена на двух паль-
цах, которые друг с другом соединены «в замок», в результате
чего их тыльные поверхности 18 образуют непрерывную плос-
кость. Каждая плашка выполнена с возможностью небольшого
(порядка 3—5°) углового перемещения относительно одного из
пальцев (верхнего) цепи. Это позволяет плашкам проводить са-
моустановку рабочей поверхности 7 7 относительно гибкой трубы.
Рис. 10.53. Принципиальная схема транспортера с двумя цепями
687
Тыльные поверхности плашек взаимодействуют с роликами 12
которые не более чем по три штуки закреплены в каретках 77.
Последние прижимаются к цепи посредством гидравлических
цилиндров 10. Жидкость в полости последних поступает от ре-
гуляторов давления 6, к которым попарно присоединены ци-
линдры, находящиеся слева и справа от гибкой трубы. К регуля-
торам давления рабочая жидкость гидропривода поступает от
насосной станции Т^Для обеспечения постоянного соотноше-
ния усилий прижима плашек диаметры d — d4 гидроцилиндров
10 могут быть разлйчными.
Цепи с плашками перекинуты через звездочки ведущие 2, 4 и
направляющие 8, 9. Для обеспечения синхронности перемеще-
ния цепей валы ведущих звездочек кинематически связаны син-
хронизирующими шестернями (на схеме не показаны). Каждая
верхняя звездочка через редуктор соединена с гидравлическим
мотором (на схеме не показаны), приводящим ее в действие.
Питание гидромоторов осуществляется от насосной станции аг-
регата подземного ремонта, в состав которого входит описывае-
мое устройство. Конструкция осей, на которых установлены
нижние звездочки 8 и 9, предусматривает возможность их вер-
тикального перемещения с помощью натяжных гидроцилинд-
ров (на схеме не показаны).
Характерные размеры каретки, плашки и цепи следующие:
расстояния между осями роликов на каретке и между осями ро-
ликов соседних кареток равно шагу цепи, а длина рабочей по-
верхности плашки меньше или равна шагу цепи.
Работа транспортера для перемещения колонны непрерыв-
ных труб агрегата подземного ремонта скважин происходит сле-
дующим образом.
При движении трубы 3 гидроцилиндры 10 прижимают карет-
ки 77 с роликами 12 к тыльной поверхности 18 плашек 16, а
они, в свою очередь, рабочей поверхностью 77соприкасаются с
поверхностью гибкой трубы 3. Крутящий момент от гидромото-
ров передается редукторами к ведущим звездочкам 2 и 4, кото-
рые обеспечивают перемещение цепей 5 и соединенных с ними
плашек в нужном направлении. При движении плашек 16 роли-
ки 72 катятся по их тыльной поверхности 18.
Геометрические соотношения размеров плашек и кареток
обеспечивают гарантированное приложение нагрузки, создавае-
688
мой гидроцилиндром, к какой-либо плашке в любом ее положе-
нии. Заданный размер рабочей части плашки исключает дефор-
мирование поверхности трубы в периоды вхождения в контакт с
плашкой и выхода из него.
При наличии каких-либо дефектов гибкой трубы (например,
местное смятие, вспучивание, нарушение правильной геомет-
рии) отклоняется от своего нормального положения и плашка,
контактирующая с поверхностью трубы в этой зоне.
Необходимый закон изменения тягового усилия по длине
контакта плашек с трубой устанавливается регуляторами давле-
ния 6 и изменениями диаметров цилиндров 10.
Колонна непрерывных труб или ее часть, не находящаяся в
скважине, располагается на барабане, конструкция которого
имеет вид цилиндрической бочки, как правило, подкрепленной
изнутри ребрами и снабженной по бокам ребордами или ради-
ально расположенными стержнями. Если используют последние,
то между ними чаще всего натягивают металлическую сетку,
исключающую попадание между витками посторонних предме-
тов. Барабан вращается на валу, установленном на подшипни-
ках качения. Для фиксации «мертвого» конца непрерывных труб,
намотанных на барабан, его бочка имеет зажимы. Диаметр после-
дней в зависимости от диаметра трубы изменяется от 1,6 до 2 м, а
ширина составляет в среднем 1,8—2,5 м. «Мертвый» конец тру-
бы соединяется через задвижку, а в ряде случаев и через обрат-
ный клапан с каналом, просверленным в валу барабана. У выхо-
да из отверстия на торце вала размещают вертлюг, обеспечиваю-
щий подачу технологической жидкости от насосов в полость вала
и далее в колонну непрерывных труб.
Необходимость установки задвижки обусловлена требовани-
ями безопасности — в случае потери герметичности вертлюга
или трубопроводов манифольда она обеспечивает герметичность
внутренней полости колонны непрерывных труб, находящихся
в скважине, и исключает неконтролируемое истечение жидко-
сти в окружающее пространство. Наиболее предпочтительной
является конструкция узла с задвижкой, а не с обратным кла-
паном, поскольку с ее помощью при возникновении аварий-
ной ситуации можно оперативно управлять процессом и умень-
шать гидравлические потери при течении технологической
жидкости.
689
44 Ив
Узел крепления «мертвого» конца трубы, соединительные эле-
менты и задвижку располагают во внутренней полости бочки
барабана. В некоторых конструкциях там же размещают и при-
вод барабана — гидромотор и редуктор.
Конструкция барабана, которую в том или ином виде приме-
няют для большинства агрегатов, приведена на рис. 10.54 [68].
Рис. 10.54. Конструкция барабана для хранения колонны непрерывных труб:
1 — траверса; 2 — катушка для намотки КНТ; 3 — механизм укладчика;
4 — подвижная каретка укладчика; 5 — стопор катушки; 6 — рама; 7 —
фиксатор; 8 — привод катушки; 9 — трансмиссия; 10 — крышка опоры
' подшипника; 11 — привод механизма укладчика
В комплект барабана для непреывной трубы входит и ее ук-
ладчик — устройство для обеспечения ровной укладки витков
трубы при ее разматывании и наматывании (рис. 10.55). В насто-
ящее время общепринято монтировать укладчик в виде двухза-
ходного винта, перемещающего каретку по направляющим. Че-
рез нее пропускается непрерывная труба, наматываемая на бара-
бан. Винт приводится в действие от вала барабана посредством
690
Рис. 10.55. Конструкция
укладчика непрерывной трубы
на барабан:
/ — реборда барабана; 2 — тра-
верса; 3 — катушка для намотки
КНТ; 4 — рама; 5 — каретка ук-
ладчика трубы; 6 — двухзаход-
ный винт
цепной передачи. Ролики
каретки, направляющие
гибкую трубу, соединяют-
ся гибким тросом со счет-
чиком, регистрирующим
глубину ее спуска. Специ-
алисты некоторых фирм
считают необходимым дуб-
лирование счетчиков, уста-
навливая один непосред-
ственно на каретке, а вто-
рой — в кабине оператора.
Узел, в который входит
барабан, может быть не-
подвижно закреплен на
раме агрегата или иметь
вертикальную ось, позволя-
ющую ему поворачиваться
с небольшими отклонени-
ями (15—20°), что приводит к снижению нагрузки на элементы
агрегата при разматывании или наматывании витков трубы, на-
ходящихся у реборд барабана. Однако в этом случае усложняются
конструкции и рамы, и узла барабана.
10.6.6.4. Оборудование устья скважин при работе с КНТ
Оборудование устья скважины при проведении работ с ис-
пользованием колонны непрерывных труб содержит (рис. 10.56)
эксплуатационную арматуру, используемую на данной скважи-
не. Это может быть фонтанная арматура, эксплуатационная ар-
матура установки электроцентробежного насоса, арматура на-
691
непрерывных труб:
1 — каретка; 2 — КНТ; 3 — направляющая; 4 — креп-
ление КНТ; 5 — инжектор; 6 — полый вал барабана;
7 — барабан с КНТ; 8 — герметизатор; 9 — секция
превентора, перекрывающая; 10 — секция превен-
тора, перерезывающая; 11 — секция превентора, удер-
живающая; 12 — секция превентора, герметизирую-
щая КНТ; 13 — выкид из колонны НКТ; 14 — выкид
затрубного пространства
гнетательной скважины, штанговая скважинная установка с эк-
сцентричной шайбой.
В первых трех случаях на фланце верхней стволовой задвиж-
ки монтируют четырехсекционный превентор, входящий в со-
став комплекса оборудования для проведения подземного ре-
монта. Превентор должен обеспечивать свободный пропуск ко-
лонны гибких труб в скважину. При возникновении аварийной
ситуации он либо герметизирует полость колонны насосно-ком-
прессорных труб, в которую спущена гибкая труба, либо удер-
живает последнюю в подвешенном состоянии, либо перерезает
ее, либо перекрывает поперечное сечение скважины.
Практически во всех применяемых в настоящее время комп-
лексах оборудования используют плашечные превенторы с ме-
692
ханическим или гидравлическим приводом. При этом конструкч
ции исполнительной части превенторов — корпуса и плашки —«
практически идентичны.
Предпочтительнее применять превенторы с гидравлическим
приводом, поскольку ручное управление штурвалами бывает зат-
руднено при высокой эксплуатационной устьевой арматуре. Не-
редки случаи, когда верхний фланец последней для нефтяной
скважины находится на высоте 1,5—2 м, а газовой — на высоте
3—4 м.
На верхнем фланце превентора монтируют герметизатор.
Он служит для обеспечения герметичности полости колонны
насосно-компрессорных или эксплуатационных труб при рабо-
те с КНТ в штатной ситуации.
Обычно герметизатор колонны гибких труб содержит уплот-
нительный элемент, через который пропущена труба. Степень
обжатия ее уплотнительным элементом определяется давлени-
ем рабочей жидкости гидропривода, подаваемой в его цилиндр.
В процессе работы в зависимости от положения штока цилинд-
ра гидропривода уплотнительный элемент может обеспечивать
или гарантированный зазор, или плотное прижатие к поверхно-
сти трубы. В некоторых конструкциях в результате силы трения,
возникающей на поверхности контакта трубы с уплотнитель-
ным элементом, труба может удерживаться на весу.
Непосредственно на устье скважины и над ним устанавли-
вают оборудование, обеспечивающее выполнение работ с ко-
лонной непрерывных труб при соблюдении правил безопасности.
К этим устройствам относятся превентор, герметизатор устья
скважины, транспортер с направляющей дугой и его основание.
Назначение превентора — это обеспечение безопасности в
процессе ведения работ при возникновении нештатных ситуа-
ций. Под последними подразумевают аварийную потерю рабо-
тоспособности основных устройств агрегата — транспортера и
герметизатора, а также внезапные проявления скважины — выб-
росы и фонтанирование.
Превентор должен включать секции, которые позволяют удер-
живать колонну непрерывных труб, перерезать ее, обеспечивать
герметизацию полости скважины по всему ее поперечному сече-
нию и при обжатии непрерывной трубы плашками. Для этого
применяют четырехсекционные превенторы, включающие сек-
693
ции с клиновыми захватами трубы, обжимающими последнюю
и секцию со срезающими и глухими плашками.
При малой вероятности использования превентора, можно при-
менять конструкцию с ручным приводом плашек. Однако исполь-
зование комбинированных приводов — ручного и гидравличес-
кого — позволяет повысить скорость управления превентором.
Под превентором устанавливают тройник, обеспечивающий
закачку технологический жидкости в кольцевое пространство
межд^ колоннами' КНТ и НКТ (или эксплуатационной колон-
ной). Этот же тройник используют для отвода отработанной
жидкости.
Основное назначение герметизатора — это изоляция внут-
ренней полости скважины и колонны лифтовых труб от внеш-
ней среды. При этом в изолируемых полостях могут находиться
под давлением 16—20 МПа продукция скважины (нефть, газ,
вода), технологическая жидкость, используемая при обработке
скважины (соляной раствор, жидкость на нефтяной основе, ра-
створы кислот), а также твердые включения (песок, окалина,
частицы парафина). В процессе работы комплекса оборудова-
ния при выполнении технологических операций в скважине и
спуске или подъеме трубы КНТ могут перемещается со скорос-
тью от 0,01 до 1 м/с. В любом случае герметизатор должен ис-
ключать утечки в зазоре между его корпусом и поверхностью
непрерывных труб.
Кроме того, герметизатор устья служит для пропуска в по-
лость скважины инструментов и приборов, наружный диаметр
которых может превышать наружный диаметр непрерывной трубы
в 1,2—1,5 раза.
Важным требованием является надежная работа уплотнитель-
ного элемента, в частности, обеспечение его работоспособности
как при штатном режиме функционирования агрегата, так и при
отказе или остановке каких-либо систем, например, при вне-
запной остановке приводного двигателя и последующей паузе
при его запуске (или ремонте).
С учетом всех перечисленных требований герметизатор вы-
полняют в виде контактного уплотнения с использованием уп-
лотнительного элемента из эластомера. Материалом для изго-
товления герметизатора служит маслобензоизносостойкая рези-
на или полиуретан. Уплотнение осуществляют с принудитель-
694
ным поджимом к уплотняемой поверхности, для чего использу-
ют гидравлический привод, которым управляют из кабины опе-
ратора агрегата.
Один из вариантов схемы герметизатора приведен на рис. 10.57
[68]. Он включает корпус 7, в нижней части которого располо-
жен уплотнительный элемент 6. Выше него находится привод-
ной гидроцилиндр 4 диаметром D, полый шток 3 которого пере-
мещается поршнем 2.
Рис. 10.57. Схема герметизатора устья
с осевым расположением
приводного цилиндра
Колонна нерерывных труб 1
проходит через полый шток 3,
центрируется направляющей
втулкой 5 и взаимодействует с
уплотнительным элементом. Для
установки нового и извлечения
изношенного уплотнительного
элемента в нижней части корпу-
са предусмотрен затвор 8, поло-
жение которого относительно
корпуса фиксируется посред-
ством упорной резьбы или бай-
онетного соединения. Для креп-
ления герметизатора на превен-
торе имеется фланец 9.
Описанная конструкция гер-
метизатора наиболее проста и
s
надежна, но имеет недостатки —
значительные осевые габариты и масса.
При необходимости повышения герметизирующей способно-
сти уплотнительного элемента в процессе его работы в полости А
увеличивают давление рабочей жидкости гидропривода, а для
разгрузки уплотнительного элемента последнее или уменьшают
в полости А, или увеличивают в полости В. При этом уплотни-
тельный элемент может быть полностью разгружен, и между ним
и наружной поверхностью гибкой трубы образуется зазор.
695
В процессе работы в кольцевом пространстве С между гиб-
кой трубой и полым штоком накапливается технологическая
жидкость, проникающая туда из полости скважины. При пере-
мещении колонны гибких труб вниз необходимо следить за тем
чтобы эта жидкость постоянно там находилась, обеспечивая смаз-
ку поверхности трубы, взаимодействующей с уплотнением. Не-
выполнение этого условия приведет к тому, что уплотнитель-
ный элемент начнет^рореть» и интенсивно изнашиваться.
Приводной гиДрадилиндр должен иметь определенный запас
хода, который в процессе работы позволяет сжимать изношен-
ный уплотнительный элемент, обеспечивая сохранение работос-
пособности всего узла в целом. Этот запас хода дает возмож-
ность также выталкивать из корпуса изношенный уплотнитель-
ный элемент при его замене, что облегчает и ускоряет проведе-
ние ремонтных работ в промысловых условиях.
Меньшей массой и меньшими осевыми габаритами обладают
герметизаторы с радиальным расположением приводных цилин-
дров (рис. 10.58). При использовании подобной схемы усилие
прижима уплотнительного элемента обеспечивается нескольки-
ми поршнями (плунжерами), размещенными в боковой поверх-
ности корпуса. Недостатком подобной конструкции является то,
что равномерное прижатие уплотнительного элемента к поверх-
ности гибкой трубы начинает обеспечиваться при сравнительно
высоких давлениях (порядка 5—6 МПа). Это обусловлено тем,
что уплотнительный элемент, расположенный в замкнутом объеме
корпуса, только в этих случаях ведет себя подобно жидкости.
При меньших давлениях он работает как упругое тело, подчиня-
ющееся закону Гука. Поэтому при высоких давлениях уплотня-
емой среды в полости скважины обеспечивается равномерное
изнашивание по всей длине уплотнительного элемента, а при
малых — неравномерное, в основном в средней его части.
Рис. 10.58. Схема герметизатора устья
с радиальным расположением приводных цилиндров:
1 — корпус герметизатора устья; 2 — цилиндр; 3 —
плунжер; 4 — колонна труб .
696
rf v> 10.6.6.5. Объемный гидропривод
исполнительных органов агрегатов ;
х для работы с КНТ
Все исполнительные органы агрегатов для работы с КНТ снаб-
жены объемным гидроприводом. Его применение позволяет наи-
лучшим образом разместить все навесное оборудование на авто-
мобильном шасси и организовать его необходимое энергоснаб-
жение. *
Гидравлический привод агрегата состоит из:
— насосной установки;
— гидропривода монтажного оборудования;
— гидропривода лебедки;
— гидропривода транспортера;
— гидропривода регулирования скорости транспортера;
— гидропривода механизма прижима плашек транспортера;
— гидропривода механизма натяжения цепей транспортера;
— гидроцилиндра привода уплотнительного элемента;
— гидропривода управления механизмами транспортера и уп-
лотнительного элемента;
— гидропривода датчика нагрузки;
— гидропривода винтовых насосов.
Насосная установка состоит из группы объемных насосов,
приводимых в действие через раздаточный редуктор и коробку
отбора мощности автомобильного шасси, на котором смонтиро-
ван агрегат. Насосы расположены на силовом агрегате автомо-
бильного шасси. В рабочем положении агрегата насосы перека-
чивают жидкость из бака и направляют ее либо к соответствую-
щим исполнительным органам, либо обратно в бак (т.е. работа-
ют вхолостую).
Для принудительного охлаждения бака и масла в нем служит
вентилятор, приводимый в действие гидромотором, управление
которым осуществляется распределителем с электроприводом.
Первичный прибор — датчик термометра установлен во всасы-
вающем коллекторе силовых насосов и фиксирует температуру
рабочей жидкости гидропривода, поступающей на их прием.
Включение (выключение) привода вентилятора осуществляется
из кабины оператора, в зависимости от показаний термометра и
погодных условий.
697
Для приведения агрегата в рабочее состояние при его развер-
тывании на скважине и, наоборот, в транспортное положение
при сворачивании служит комплекс исполнительных гидроци-
линдров, которые используются в качестве домкратов, для выд-
вижения кабины водителя; для обеспечения привод талевой си-
стемы, для выдвижения мачты.
Для исключения самопроизвольного перемещения штоков
домкратов в случае аварийного разрушения трубопроводов или
ины^.внештатных ’ёитуаций гидроцилиндры снабжены гидрав-
лическими замка'мй'. Скорость движения их поршней вверх ре-
гулируют дроссели, параллельно которым установлены обрат-
ные клапаны. С их помощью осуществляется перемещение што-
ков цилиндров вниз при установке агрегата в рабочее положе-
ние и быстрое вверх при его свертывании.
Лебедка обеспечивает наматывание и разматывание гибкой
трубы в процессе выполнения спускоподъемных операций. Для
привода барабана лебедки (рис. 10.59) [68] используется гидро-
мотор М2, который через планетарный редуктор вращает вал
барабана. Для принудительного перемещения укладчика трубы
применяется гидромотор М3, а выключение муфты сцепления
механизма, синхронизирующего вращение барабана и механиз-
ма укладки, осуществляется цилиндром Ц22. Оба гидромотора
М2 и М3 имеют реверсивное исполнение.
Частота вращения барабана лебедки изменяется с помощью на-
стройки регулятора расхода РП1. Для «подтормаживания» барабана
при сматывании с него непрерывной трубы (с целью обеспечения
постоянного натяжения трубы, намотанной на барабан) служит пре-
дохранительный клапан КП7. Он включен последовательно с дрос-
селем ДР9 (с установленным параллельно ему обратным клапаном)
и распределителем Р15. Вращение барабана в направлении наматы-
вания трубы обеспечивается распределителем РЗ. При работе в ре-
жиме разматывания трубы включается распределитель Р15 (напря-
жение подается на его нижнюю обмотку). Его вал при приложении
крутящего момента в результате натяжения разматываемой трубы
начинает вращаться только тогда, когда давление достигает величи-
ны, на которую отрегулирован предохранительный клапан КП7.
Для исключения самопроизвольного вращения вала барабана
служит гидравлический замок ЗМ5. В противном случае труба,
намотанная на барабан, из-за наличия упругих деформаций стре-
698
Рис. 10.59. Гидропривод лебедки барабана для намотки непрерывной трубы
мится самопроизвольно размотаться, что приводит к смещению
регулярной укладки витков и повреждению трубы при наматы-
вании и разматывании.
Для принудительного перемещения трубоукладчика и изме-
нения направления его перемещения предназначен распредели-
тель Р4 с электромагнитным управлением. Дроссели ДРЮ и ДР11
служат для регулирования скорости перемещения трубоуклад-
чика, а клапан ЧК, соединенный с цилиндром Ц22, обеспечива-
ет отключение муфты сцепления.
Питание исполнительных органов гидропривода лебедки осу-
ществляется насосом НА2.
Привод цепей транспортера для перемещения гибкой трубы
при ее спуске или подъеме из скважины (рис. 10.60) обеспечива-
699
ется двумя реверсивными гидромоторами М4 и М5, для иден-
тичного вращения которых имеется синхронизирующая шесте-
ренчатая передача.
Для предотвращения самопроизвольного перемещения цепей
транспортера вниз служит тормозной клапан КТ. Включение и
изменение направления вращения гидромоторов осуществляет-
ся двумя параллельно включенными распределителями Р6 и Р7
с электрогидравлическим управлением, которое принято для по-
вышения надежности их работы в условиях низких температур
окружающего воздуха.
Для соединения шлангов гидросистемы транспортера с тру-
бопроводами гидросистемы агрегата использованы гидравличес-
кие разъемы РГ2, РГЗ, РПО, РГ11.
Питание исполнительных органов гидропривода транспорте-
ра осуществляется насосами НАЗ и НА4 через систему регули-
рования скорости транспортера. * . ц j «
700
Для обеспечения регулирования в широком диапазоне ско-
ростей перемещения колонны гибких труб и приемлемых энер-
гетических показателей агрегата применяют систему регулиро-
вания скорости.
При перемещении колонны гибких труб во время выполне-
ния спускоподъемных операций (высокая скорость) для пита-
ния гидромоторов используется насос большой подачи. Подача
рабочей жидкости от него к гидромоторам осуществляется дву-
мя параллельно включенными распределителями с электрогид-
равлическим управлением.
Для кратковременного регулирования скорости перемещения
трубы применяется регулятор подачи, однако длительная его
эксплуатация при работе транспортера от насоса будет приво-
дить к перегреву гидросистемы.
При перемещении колонны гибких труб во время выполнения
операций по размыву пробки или «растеплению» колонны (низ-
кая скорость) для питания гидромоторов используется насос с
малой подачей. Он питает гидромоторы через редукционный кла-
пан. Распределитель направляет рабочую жидкость от редукцион-
ного клапана через обратный клапан на вход регулятора подачи.
Таким образом, плавное регулирование скорости перемеще-
ния гибкой трубы осуществляется регулятором подачи, а ступен-
чатое — включением распре-
делителей. Плавное регули-
рование скорости перемеще-
ния трубы может быть обес-
печено применением регули-
руемых насосов и моторов.
Для регулирования уси-
лия прижима плашек транс-
портера к гибкой трубе
(рис. 10.61) служат гидроци-
линдры Ц12—Ц21, располо-
женные равномерно по вы-
соте транспортера. Все они
соединены параллельно.
Для отключения отдельных
Рис. 10.61. Гидропривод механизма
прижима плашек транспортера
701
цилиндров от гидросистемы в случае их аварийного выхода из
строя они снабжены кранами ВН4—ВН23.
Для регулирования натяжения цепей служат гидроцилиндры
включенные параллельно и обеспечивающие перемещение ва-
лов нижних звездочек транспортера.
Гидропривод регулирования усилия прижима плашек транс-
портера к гибкой трубе может иметь пневматический аккумуля-
тора, который содержит запас рабочей жидкости гидросистемы,
расходуемый в случае -айезапной остановки приводного двигате-
ля агреГата. Уход жидкости из аккумулятора к другим узлам,
кроме цилиндров прижима, натяжения цепей или герметизато-
ра, исключается за счет использования обратного клапана.
10.6.6.6. Материалы, применяемые для изготовления
й! непрерывных труб
В настоящее время большинство гибких труб изготавливают
из стали малоуглеродистой, низколегированной и нержавеющей.
Небольшое количество труб производят и из других металлов,
например, сплавов титана [68].
К малоуглеродистым относится сталь А-66 типа 4 со следую-
щим химическим составом:
Химический элемент С Мп Р S
Содержание элемента, % 0,1-0,15 0,6-0,9 0,03, не более 0,005, не более
Химический элемент Si Сг Си Ni
Содержание элемента, % 0,3-0,5 0,55-0,7 0,2-0,4 0,25, не более
Эта сталь характеризуется следующими прочностными и де-
формационными показателями:
Предел текучести (минимальный), МПа 480
Предел прочности при растяжении (минимальный), МПа 550
Удлинение при разрушении , % 30
Твердость, HRc 22
Улучшение прочностных показателей трубы может быть дос-
тигнуто за счет использования высокопрочных низколегирован-
ных сталей, подвергаемых термообработке, включающей закал-
702
ку и отпуск. Химический состав сталей отличается повышен-
ным содержанием хрома и молибдена, обеспечивающих способ-1
ность стали принимать закалку. i
Прочность труб из низколегированных сталей выше малоугн
леродистых на 40% (предел текучести 690—760 МПа) при сохрач
нении пластических свойств. |
К преимуществам труб, изготавливаемых из низколегирован-
ных сталей, следует отнести их высокую прочность при стати-'
ческих и циклических нагрузках.
Однако их недостатком является сложность ремонта в промыс-
ловых условиях, так как выполнение сварочных работ приводит
к местному отпуску и снижению предела текучести до 550 МПа.
В качестве примера использования нержавеющей стали для изго-
товления труб можно привести сталь 08Х18Н10Т (ГОСТ 5632-72).
В начале 90-х годов для производства труб стали использовать
титан и его сплавы, что позволило, с одной стороны, улучшить их
прочностные характеристики, а с другой, повысить надежность,
поскольку титановые, как и алюминиевые трубы, изготавливают
методом экструзии, что позволяет исключить продольный шов.
Сплавы титана имеют следующие механические свойства:
Сплав «2» «12» «Бета-С»
Предел текучести (минимальный), МПа 280 480 970
Предел прочности при растяжении (минимальный), МПа 345 550 1030
Удлинение при разрушении, % 20 18 12
В настоящее время изготовителями непрерывных труб за ру-
бежом применяется следующая технология изготовления труб
из малоуглеродистых и низколегированных сталей: ;
— вначале из рулонов тонколистовой стали необходимой тол-!
щины вырезают непрерывные ленты, ширина которых соответ-
ствует длине окружности образующей готовой трубы. Длина полос
определяется возможностями прокатных станов производителей
листа. Для США она соответствует 570 м, для Японии — 900—1000 м;
— отдельные ленты сваривают встык, причем листы соединяют
либо наискосок, либо «ласточкиным хвостом». Швы зачищают, по-
верхность обрабатывают механически и термически. После этого
качество сварочных швов проверяют с помощью дефектоскопии;
703
— полученную стальную ленту направляют в трубопрокат-
ный стан, где она проходит между валками, формирующими из
нее трубу. Для соединения кромок последней применяют куз-
нечную сварку в атмосфере инертного газа — кромки трубы на-
гревают с помощью индуктора, а затем прижимают друг к другу
валками;
— с наружной поверхности трубы механическим способом
удаляют сварочньпудэат и зачищают стык;
зону сварочЖго шва подвергают отпуску и последующему
охлаждению;
— проверяют качество шва;
— трубу пропускают через калибровочный стан и подвергают
окончательной термообработке — среднему отпуску с последу-
ющим охлаждением на воздухе и в ванне.
В результате выполнения указанных операций происходит
образование перлитовой и ферритовой структуры металла.
Готовую трубу наматывают на транспортную катушку или
барабан установки, в которой ее предполагают использовать.
Особенности технологии изготовления трубы из низколеги-
рованной стали заключаются в том, что после калибровки ко-
лонну подвергают закалке и последующему отпуску. В результа-
те материал приобретает мартенситную структуру.
В настоящее время фирмами США и Канады освоен выпуск
колонн непрерывных труб со следующими характеристиками:
Наружный диаметр, мм 22,2 25,4 31,8 38,1
Толщина стенки, мм 2,2 1,7-2,8 1,9-4 2,4-4
Масса 1 м, кг 1,09 1,02-1,54 1,4-2,73 2,12-3,33
Допустимое растягивающее усилие, кН 65,5 58,8-92,8 83,4-162,5 127,7-199,3
Испытательное давление, МПа 73,2 48,6-74,9 43,9-91,4 46,8-76,2
Наружный диаметр, мм 44,5 50,8 60,3
Толщина стенки, мм 2,8-4 2,8-4 3,2-4
Масса 1 м, кг 2,84-3,95 3,2-4,6 4,5-5,5
Допустимое растягивающее усилие, кН 170,5-236,2 19,6-27,3 26,5-32,8
Испытательное давление, МПа 45,9-65,3 40,2-57,1 38,4-48,1
704
Специалисты отечественной фирмы АО «Филит» (Москва)
отработали технологию производства непрерывных труб из ста-
ли 08Х18Н10Т (ГОСТ 5632-72):
Геометрические параметры: наружный диаметр, мм толщина стенки, мм длина в бухте, м 33+0,5 2,5+0,25 1800
Прочностные и деформационные характеристики: предел прочности, МПа, не менее предел текучести, МПа, не менее удлинение, %, не менее разрушающая нагрузка образца с кольцевым швом без внутреннего давления, кН, не менее рабочее внутреннее давление, МПа 656 500 33,9 155 31,5
АО «Уральский научно-исследовательский институт трубной
промышленности» (УралНИИТП) совместно с ООО «ЛУКОЙЛ»
разработали и освоили технологию изготовления сварных длин-
номерных труб в бунтах (ТУ 14-3-1470-86) со следующими ха-
рактеристиками :
Марка стали 10 20 Ст. 2 08Г20Ф 08Г20Ф6 10ГМФ
Предел текучести, МПа 210 250 220 400 420 400
Предел прочности, МПа 340 420 330 550 570 550
Относительное удлине- ние, % 31 21 24 22 22 22
Трубы, изготавливаемые из стали 20 и 10ГМФ, имеют следу-
ющие параметры:
705
45 Ив
Диаметр трубы, мм: условный наружный 20 20 25 25 26 26,8 — 33 33,5 _
Толщина стенки, мм 2; 2,5; 2,8 2,5; 3 2,8; 3,2 2,8; 3,2
Испытательное давление, МПа, для минимальной толщины стенки
при марках стали:
20 56 56 60 45
10ГМФ 90 90 95 83
4 -
Диаметр трубы, мм:.;^;
условный 42 48 60 73
наружный 42,3 48 60 73
Толщина стенки, мм 3,2 3; 3,5 3,5; 4 3,5; 4
Испытательное давление, МПа, для минимальной толщины стенки
при марках стали:
20 40 32 30 24
10ГМФ 64 53 48 38
Одной из основных задач, стоящих перед отечественными про-
изводителями труб, является увеличение их долговечности при
малоциклическом нагружении с упруго-пластическими дефор-
мациями.
10.7. НАЗЕМНОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
К наземному технологическому оборудованию, применяемо-
му при проведении подземных ремонтов скважин относится
противовыбросовое оборудование, оборудование для вращения
бурильной или иной колонны труб нефтяного сортамента, на-
сосных и компрессорных установок для обеспечения закачки
технологических жидкостей, газов и пен в скважину, установок
для приготовления технологических составов. Некоторые из пе-
речисленных видов оборудования уже были рассмотрены в на-
стоящей книге ранее (см. раздел 2, часть1, раздел 10.6.5 части 2),
остальные будут представлены ниже.
706
10.7.1. ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Противовыбросовое оборудование предназначено для гермети-
зации устья нефтяных и газовых скважин с целью предупреждения
выбросов и открытых фонтанов. При помощи этого оборудования
можно быстро и надежно герметизировать устье скважины при
наличии и отсутствии в ней колонны труб; осуществить расхажи-
вание и проворачивание колонны труб при герметизированном ус-
тье для предотвращения прихвата; создать циркуляцию раствора с
противодавлением на пласт; закачать раствор в пласт насосами или
насосными агрегатами и осуществить срочную разрядку скважины.
Оборудование различают по применению в зонах с умерен-
ным и холодным климатом, а также по добываемой жидкости —
с некоррозионной средой и с содержанием H2S и СО2 до 6% по
объему каждого компонента.
При капитальном ремонте скважин применяют Оборудова-
ние Противовыбросовое (ОП) [56].
Оборудование противовыбросовое ОП1а-180х35 состоит из
стволовой части, манифольда МПБА-80х35 и гидравлического
управления типа ГУПЮОБр-1.
Стволовая часть (рис. 10.62) включает в себя плашечные пре-
венторы ПП 180x35 и крестовину. Плашечные превенторы пред-
Рис. 10.62. Схема оборудования ОП1а-180x35:
1 — установка гидравлического управления; 2— надпревенторная катуш-
ка; 3— плашечный превентор; 4— блок дросселирования; 5— катушка;
6 — крестовина; 7—напорная труба; <?—задвижка с гидроприводом; 9 —
блок глушения. Линия: I — глушения; II — дросселирования
707
назначены для установки сменных плашек под трубы диамет-
ром 60—114 мм, расхаживания в пределах гладкой части колон-
ны труб, удержания плашками колонны труб и фиксация пла-
шек в закрытом положении в случае отключения или выхода из
строя гидравлического управления.
Манифольд обеспечивает глушение и разрядку скважины,
замещение раствора, промывку и создание противодавления на
пласт. .
ОснЛные элементбгДианифольда смонтированы на отдель-
ных транспортабельных блоках.
Технические характеристики этого оборудования приведены
ниже.
? Условный проход:
w стволовой части мм:.................................180
"*•' манифольда и боковых стволов стволовой
части крестовины....................................80
11 Давление, МПа:
0 рабочее..............................................35
пробное.............................................70
Тип основного привода..........Дистанционный гидравлический
Условный диаметр уплотняемых труб, мм..............33—127
Нагрузка на плашки плашечного
превентора, кН:
от массы колонны...................................900
выталкивающая......................................280
Скважинная среда................Некоррозионная (нефть, газ,
газоконденсат, промывочная жидкость,
вода и их смеси)
Температура скважинной среды, °C, не более............150
Масса полного комплекта, кг......................... 12 880
Оборудование противовыбросовое ОПК-180х35К2 состоит из
зтволовой части, манифольда МПБ2-80х35К2 и гидравлическо-
го управления типа СН6.
Стволовая часть включает в себя универсальный превентор
ТУ1-180х35К2, плашечный превентор ПП-180х35К2 и кресто-
зину (рис. 10.63).
708
К насосным установкам
или прямой сброс
Рис. 10.63. Схема оборудования ОПК-180х35К2:
1 — блок глушения; 2 — крестовина; 3 — превентор универсальный; 4 —
превентор плашечный; 5 — колонная головка; 6 — блок дросселирова-
ния; 7 — пульт управления дросселем. Линия: I — глушения; 11 — дроссе-
лирования
Универсальный превентор обеспечивает герметизацию устья
скважины вокруг части колонны труб, а также при отсутствии
труб в скважине, расхаживание и проворачивание колонны труб,
протаскивание замковых соединений, имеющих специальные
фаски.
Плашечный превентор предназначен для установки сменных
плашек под трубы диаметром 60—114 мм, расхаживания в пре-
делах гладкой части колонны труб и фиксации плашек в закры-
том положении в случае отключения или выхода из строя гид-
равлического управления.
Манифольд обеспечивает глушение и разрядку скважины,
замещение раствора, промывку и создание противодавления на
пласт.
Основные элементы манифольда смонтированы на отдель-
ных транспортабельных блоках.
Технические характеристики оборудования приведены ниже.
709
Условный проход, мм:
стволовой части........................... .......180
манифольда и боковых отводов
стволовой части крестовины..........................80
Давление, МПа:
рабочее.............................................35
пробное.............................................70
Тип основного привод**.........Дистанционный гидравлический
Условный диаметр ушготняемых труб, мм........60; 73; 89; 114
Нагрузка на плашки плашечного превентора, кН:
от массы колонны...................................900
выталкивающая......................................280
Скважинная среда.....Коррозионная (нефть, газ, газоконденсат,
промывочная жидкость и их смеси
с содержанием НД и СО2 до 6 % (по объему)
Температура скважинной среды, °C, не более............100
Масса комплекта, кг................................. 13 960
Превентор одна из основных частей противовыбросового обо-
рудования. Плашечные превенторы используются в нем всегда.
В свою очередь плашечные превенторы могут быть с ручным
ППР 156x320 или гидравлическим ППГ 156x320 приводом.
Конструкция основных деталей и узлов ППР корпуса, кры-
шек, плашек аналогична конструкции превентора ППГ, отлича-
ется от него типом привода плашек.
Превентор ППР (рис. 10.64) состоит из корпуса 7, крышки
корпуса 2 и плашек 5.
Корпус — стальная отливка коробчатого сечения с вертикаль-
ным проходным отверстием круглого сечения и сквозной пря-
моугольной горизонтальной полостью, в которой расположены
плашки. Прямоугольная полость корпуса с обеих сторон закры-
та крышками. Плашки разъемные состоят из корпуса с установ-
ленными в нем сменными вкладышами и резиновыми уплотне-
ниями.
В превенторе ППР плашка 5 перемещается при помощи
расположенных в крышке 2 корпуса 1 винта 4 и штока 3, об-
разующих две телескопические винтовые пары (с резьбами
разных направлений), которые приводятся во вращение от
710
бокового приводного вала 8 и двух цепных передач, установ-
ленных снаружи превентора. На одном конце бокового при-
водного вала надеты вилка 6 и крестовина 7 карданного сочле-
нения для присоединения к электрическому или ручному уп-
равлению.
Трубные плашки закрывают превентор при наличии в сква-
жине колонны труб, глухие плашки перекрывают скважину при
их отсутствии. Специальные треугольные выступы на вклады-
шах трубных плашек обеспечивают принудительное центриро-
вание колонны труб при закрывании превентора.
711
Технические характеристики ППГ и ППР
Диаметр проходного отверстия, мм.....................156
Давление рабочее, МПа....................................32
пробное...............................................64
Условные диаметры
уплотняемой трубы, мм....................60; 73; 89; 102; 114
Габаритные разце^^йм
*ППГ 156x320.^;...;........................... 1785x620x290
ППР 156x320.............................. 1150x670x290
Масса, кг (соответственно)...........................640 и 618
Обозначение превентора состоит из букв ПП, обозначающих
превентор плашечный, затем идет обозначение системы управ-
ления: Г — гидравлическое и Р — ручное. Далее ставится число,
обозначающее диаметр проходного отверстия в мм и затем ра-
бочее давление в МПа, умноженное на 10.
Превентор плашечный ППР-180 выпускается на рабочее дав-
ление 14, 21 и 35 МПа [12]. Превенторы имеют цельнокованые
корпуса из высоколегированной стали высокой прочности оди-
нарный или сдвоенный моноблочной конструкции. Одинарная
конструкция означает, что в корпусе имеется одна пара пла-
шек. Чтобы перекрыть ствол другими плашками, например
глухими, необходимо монтировать еще один превентор. В слу-
чае со сдвоенной моноблочной конструкцией, в корпусе име-
ется две пары плашек. Это позволяет сократить время на мон-
таж и демонтаж превентора и сокращает вертикальный габа-
рит, а, следовательно, и высоту пола агрегата при работе с
превенторами.
В современных конструкциях корпуса предусмотрено прове-
дение смены плашек превентора, не разбирая его. Для обеспече-
ния работы плашек превентора при минусовых температурах
окружающей среды в корпусах предусмотрены каналы для теп-
лоносителя. Отверстия под манифольд расположены ниже пла-
шек для беспрепятственного движения, жидкости. Необходимо
отметить, что превентора с гидравлическим управлением имеют
возможность закрывания плашек вручную, при отсутствии уп-
равляющего давления.
712
• и Технические характеристики : )
-а
Условный проход, мм................................... 180 э
Рабочее давление, МПа ...........................14, 21, 35 i
Диаметры уплотняемых труб
по ГОСТ 633-80, мм........ 42, 48, 60, 73, 89,102, 114, 127, 140 а
и глухие плашки при отсутствии колонных труб 4
Привод............................Ручной или гидравлический
Исполнение корпуса....................Одинарный или двойной;
с нижним фланцем или без него;
с боковыми отводами для присоединения
манифольда противо-выбросового оборудования или без них
Скважинная среда:
для обычного и холодостойкого
исполнения (хл)..........................Некоррозионная
(нефть, газ, газоконденсат, 1
содержащий мехпримесей до25 мг/л
и с суммарным содержанием H/S
и С02 до 0,5%, пластовой воды до 90% по объему)
для коррозионного
исполнения (К2, КЗ)........................Коррозионная
(нефть, газ, газоконденсат, пластовая вода
с содержанием мехпримесей до 25 мг/л
и суммарным содержанием Н/S и С02
от 6 до 25% по объему каждого)
Температура проводимой среды
на устье скважины, °C................................до 100
Кроме того, необходимо отметить, что в конструкциях пре-
венторов предусмотрен контроль открытого и закрытого поло-
жения уплотнителей, центрирование охватываемой трубы при
закрывании превентора, расхаживание труб между муфтовыми
и замковыми соединениями, возможность подвешивания даже
колонны бурильных труб длиной, равной проектной глубины
скважины. Все это облегчает проведение любых необходимых
работ с превенторами на скважине.
Универсальный превентор позволяет герметизировать любую
часть колонны труб, проводить расхаживание, проворачивание
713
(на гладкой части трубы), протаскивание замковых и муфтовых
соединений при герметизированном устье, а также перекрывать
скважину в случае отсутствия в ней колонны труб.
Принципиальное устройство универсального превентора по-
казано на рис 10.65. Основные детали превентора — корпус 4,
крышка 1, уплотнитель 3, плунжер 6, втулка 8, манжеты 5, 7, 9 и
уплотнение 2 крышки.
Корпус и крышка представляют собой стальные литые или ко-
ваные детали, соединенные при помощи прямоугольной резьбы.
На боковой поверхности корпуса предусмотрены отверстия
для подвода жидкости от установки гидравлического управле-
ния и ушки для подъема превентора и крепления его на устье
скважины.
Уплотнитель 3 — массивное резиновое кольцо, армирован-
ное металлическими вставками, придающими уплотнителю же-
сткость и предохраняющими от вытекания резины в процессе
эксплуатации.
Плунжер 6 — ступенчатой формы с центральным конусным
отверстием, в котором установлен уплотнитель.
714
Плунжер, корпус и крышка образуют в превенторе две гид-
равлические камеры, изолированные манжетами. Эти камеры
через отверстия в корпусе соединены с установкой гидравличес-
кого управления. Нижняя (запорная) камера предназначена для
закрывания превентора, а верхняя (распорная) — для его откры-
вания.
При нагнетании масла под давлением в запорную камеру плун-
жер движется вверх, обжимает уплотнитель, резиновое кольцо и
вставки, которые перемещаются при этом к центру скважины и
герметизируют любую часть колонны, оказавшуюся в зоне уп-
лотнителя, или перекрывают скважину при отсутствии в ней
колонны труб.
При нагнетании масла в распорную камеру закрытого пре-
вентора плунжер из верхнего положения перемещается вниз,
вытесняя жидкость из запорной камеры в сливную линию гид-
равлического управления. Уплотнитель при этом разжимается и
принимает первоначальную форму.
Управление превентором — дистанционное гидравлическое. Для
работы в зимнее время превентор оснащен камерой обогрева 10.
Существует, так же, противовыбросовое оборудование
ОП5С156х21 [12]. В него входят: превентор универсальный; пре-
вентор плашечный одинарный или сдвоенный; станция управ-
ления; манифольд. Превентор плашечный комплектуется плаш-
ками: глухими и трубными.
Условный проход, мм......................156
Рабочее давление, МПа.....................21
Коррозион ностойкое
исполнение по ГОСТ 13846-89 ..............К2
Входящий с состав оборудования
превентор универсальный ПУГ 156x21 имеет
условный проход, мм......................156
рабочее давление, МПа................21
Коррозионностойкое
исполнение по ГОСТ 13846-89 ..............К1
На это же давление выпускается ОП5 С 180x21, имеющее ана-
логичную конструкцию оборудования, но с условным проходом
715
180 мм. Наличие универсального превентора в противовыбросо-
вом оборудовании расширяет диапазон выполняемых работ при
ремонте скважин.
10.7.2. РОТОРЫ
Роторы, как уже говорилось ранее, используются в установ-
ках для капитального ремонта скважин. Они имеют конструк-
цию аналогичную бурд^ым роторам. Рассмотрим типовую схему
ротор! Р-360 [59],','^
Ротор Р360 (рис' 30.66) состоит из конической зубчатой пары,
размещенной в корпусе жесткой конструкции из стального ли-
тья. Ведущая шестерня пары установлена на конце приводного
вала на шпоночном соединении. Вал установлен в корпусе на
двух подшипниках качения. На противоположном конце вала
консольно на шлицах посажена приводная звездочка цепной
передачи.
Рис. 10.66. Ротор Р360-ШНМ:
1 — вспомогательная опора; 2 — основная опора; 3 — кожух стола; 4 —
зубчатый венец; 5 — вкладыши-зажимы; 6 — стол; 7 — корпус; 8 — веду-
щий вал; 9 — звездочка
• Ротор Р360-Ш14М имеет следующие технические характери-
стики:
716
Наибольшая статическая нагрузка на стол, кН......... 120
J Диаметр проходного отверстия стола, мм..............360
Наибольшая частота вращения стола, об/мин...........200
Наибольшая передаваемая мощность, кВт...............88, 26
Передаточное число зубчатой пары....................3,29
ч! Габаритные размеры, мм..................... 1385x925x510
Масса без рамы, кг................................. 1230
Основной и вспомогательные подшипники шариковые, смаз-
ка — разбрызгиванием.
Аналогичную конструкцию имеет ротор для ремонта сква-
жин РМ-200.
Характеристики
Номинальный диаметр отверстия в стволе ротора, мм..200
Номинальная грузоподъемность, т.................... 50
Крутящий момент на столе ротора, кНм............... 20
Максимальная частота вращения стола ротора, об/мин.300
Передаточное число зубчатой пары................. 4,36
Габаритные размеры, мм:
длина.......................................... 1760
ширина........................................... 640
высота.......................................... 522
Масса, кг......................................... 580
Более интересные конструктивные решения имеет ротор со
встроенным клиньевым захватом Р-410 [56].
Ротор со встроенным клиньевым захватом обеспечивает:
4 — механизированный захват и удержание колонны труб с ди-
станционным управлением с пульта;
* — захват труб без повреждений, проскальзывания и закли-
нивания;
— передачу вращения через постоянно надетый на ведущую
трубу зажим, устанавливаемый в клиньевой захват без сня-
‘ тия клиньев;
— возможность передачи через клинья реактивного момента
и вращения колонны труб на клиньях;
717
— снижение высоты разъема труб, повышение удобства об-
служивания резьбовых соединений за счет нажатия на под-
нятые клинья загруженным элеватором;
— предотвращение в аварийных ситуациях падения колонны
труб в скважину при своевременном включении клиньев-
— работу без снятия клиньев и вкладышей при применении
колонны труб с долотом диаметром до 220 мм;
— возможность полного докрепления резьбовых соединений
$насосно-комг||Йссорных и обсадных труб за счет зажима
"трубы клиньями и освобождения муфт для докрепления.
Характеристики
Грузоподъемность, кН................................500
Проходное отверстие стола ротора, мм................410
Наибольший крутящий момент, кНм......................12
Диаметр захватываемых труб, мм...................60—219
В связи с тем, что ротор требуется не во всех операциях при
проведении капитального ремонта, он может транспортировать-
ся отдельно. Рассмотрим роторную установку УРК-50 [59], ко-
торая состоит из электродвигателя, трехскоростной коробки пе-
ремены передач, узла гидрораскрепителя и ротора Р-360, смон-
тированных на одной раме. Узел электросборки и пульт управ-
ления расположены отдельно. Электродвигатель выполнен во
взрывозащищенном исполнении.
Роторная установка обеспечивает работу на скважинах, осна-
щенных нестандартными мачтами, или на скважинах, располо-
женных в неудобных для работы местах, в частности, на морс-
ких основаниях.
Комплектуется ключом КГП (с гидравлическим приводом)
для свинчивания и развинчивания бурильных труб и полуавто-
матическим спайдером КМУ-02.
Технические характеристики роторной установки УРК-50 при-
ведены ниже.
Наибольшая статическая нагрузка на стол, кН.............1200
Диаметр проходного отверстия стола, мм...............360
718
Частота вращения стола (с1)
при передаче: ':й
1......................................................0,33 -
II.....................................................1,03 н
III................................................... 1,63 ц
Мощность привода, кВт......................................30
Габаритные размеры, мм
Масса, кг.............
4350x1250x1130
........ 3200
Роторные установки могут комплектоваться другими типами
роторов.
В настоящее время в установках применяют гидравлические
роторы. Они имеют ряд преимуществ по сравнению с механи-
ческими роторами. А именно:
— имеют меньшие габариты;
— непрерывное регулирование частоты вращения;
— более легкий подвод энергии.
ОАО «Спецмаш» [66] выпускает гидравлические роторы, ко-
торыми комплектует свои агрегаты для капитального ремонта.
Диаметр ствола ротора — 200 и 300 мм, крутящий момент —
12 кНм, частота вращения — от 0 до 100 об/мин. ь
я.
10.8. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ е
И ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ЛОВИЛЬНЫХ РАБОТ
Основными видами работ при устранении аварий в сква-
жинах являются ловильные, фрезерные и очистные, вспомо-
гательные.
В соответствии с видами аварий имеется набор скважинных
устройств и инструмента: захватные устройства для бурильных и
насосно-компрессорных труб; режущие устройства для очистки
ствола скважинным фрезерованием; захватные устройства для
извлечения скважинных двигателей, приборов, пакеров, долот и
другого оборудования; захватные устройства для штанг, кабе-
лей, канатов, проволоки и др.; вспомогательные устройства и
инструмент [69].
719
-’"Ч
Захватные устройства в первом случае предназначены для зах-
вата и удержания прихваченных и аварийных (после обрыва)
НКТ и бурильных труб. К захватным устройствам кабелей и ка-
натов относятся удочки, ловители штанг, кабеля и др. По прин-
ципу работы захватные устройства для труб бывают врезные,
платочные и спиральные.
К врезным инструментам относятся ловильные метчики и ко-
локола, к плашечным^- ловители и: труболовки для НКТ, а к
спиральным — трубсЙювки и ловители.
Режущие инструменты — фрезеры забойные, кольцевые, ком-
бинированные, райберы, труборезка и др. В некоторых случаях
режущий инструмент комбинируется с захватным устройством
(магнитным, плашечным и др.).
К вспомогательным инструментам относятся отклонители, фик-
саторы муфт обсадных колонн, скважинные гидродомкраты, пау-
ки, яссы, металлошламоуловители и др.Рассмотрим более под-
робно захватные устройства для насосно-компрессорных труб.
Трубные ловители наружного захвата типа ЛТН
Ловители наружного захвата типа ЛТН (рис. 10.67) предназ-
начены для захвата и удержания труб за наружную поверхность
при подъеме из скважины.
Конструкция ловителей обеспечивает освобождение от ава-
рийного объекта в случае невозможности извлечения его, а так-
же циркуляцию промывочной жидкости во время проведения
аварийных работ.
Ловители выпускаются с правой или левой присоединитель-
ной резьбой.
Ловители состоят из трех основных частей: переводника, кор-
пуса и воронки. В зависимости от размера захватываемого объекта
в ловитель может быть вставлен один из двух комплектов захва-
тов: либо спиральный захват со вставкой, либо цанговый захват
с калибрующим фрезером. Причем фрезер может быть заменен
вставкой.
Стандартный цанговый захват предназначен для захвата длин-
ных гладких труб.
Цанговые захваты типа МШ имеют в верхней части внутрен-
ний кольцевой бурт и предназначены для захвата муфт и замков.
720
Рис. 10.67. Трубные ловители наружного захвата типа ЛТН
Каждый захват работает только со вставкой или фрезере^
(для цанговых захватов) своего типоразмера, а диапазон захва-
тываемых ими диаметров составляет 3 мм. Захваты выпускаются
с шагом 1,5 мм.
Для уплотнения захватываемого объекта могут быть исполь-
зованы, как нижние уплотнения устанавливаемые во фрезер илш
вставку цангового захвата, так и верхние уплотнения, которцу
используются со спиральным захватом и устанавливаются нцд
ним в корпусе ловителя. Все уплотнения используются только с
захватом своего типоразмера.
Ловители могут комплектоваться режущим направлением, ре-
жущей воронкой, удлинителями.
Выпускаются варианты ловителей (проходные — с индексам
«П» в условном обозначении), позволяющие пропускать сквозь
себя аварийные объекты с наружным диаметром, близким к ди-
аметру самого ловителя, например, корпуса ЭЦН. Типоразмеры
ловителей представлены в табл. 10.20 [69].
721
46 Ив
Таблица 10.20
Типо- размер ловителя Макс, захватываемый размер, мм Допуска- емая осевая нагрузка, кН Наруж- ный диаметр, мм Присоедини- тельная резьба по ГОСТ 28487-90
спираль- ным захватом цанго- вым захватом
ЛТН 86/65 65 56 550 86 3-66
ЛТЦ 95/79 66,5 530 95 3-76
ЛТН-112/87 ж 78,5 1200 112
ЛТН 120/96 96 87,5 1100 120
ЛТН 120/96П 640 380*
ЛТН 125/103 П 103 90,5 700 470* 125
ЛТН 138/109 109 101 1600 138 3-88
ЛТН 175/128 128 119 3300 175 3-140
ЛТН 197/160 160 143 3000 197 3-147
ЛТН 200/173 173 158 200
ЛТН 200/179 179 162,5 206
* Значения параметров при использовании ловителя с удлинителем.
Обозначение
В случае использования инструмента с левой резьбой ставит-
ся буква Л, а при использовании правой резьбы ничего не ста-
вится.
ЛТН 120/96. Ловитель труб наружный с максимальным диа-
метром 120 мм, предназначенный для захвата труб с максималь-
ным диаметром 96 мм.
ЛТН120/96Л. То же с левой присоединительной резьбой.
ЛТН 120/96Л 73. То же для захвата труб 73 мм.
Захват спиральный 120/90-93. Захват спиральный для ловите-
ля ЛТН 120/96, предназначенный для захвата труб диаметром от
90 до 93 мм.
Вставка 120/93. Вставка для захвата спирального 120/90-93.
Захват цанговый 120/62-65. Захват цанговый для ловителя ЛТН
120/96, предназначенный для захвата труб диаметром от 62 до 65 мм.
Захват цанговый 120/МШ22. Захват цанговый с упором для
ловителя ЛТН 120/96, предназначенный для захвата муфт на-
сосных штанг 22 мм.
722
Захват цанговый 120/Ш22. Захват цанговый для ловителя ЛТН
120/96, предназначенный для захвата насосных штанг 22 мм.
Фрезер 120/62-65. Фрезер для захвата цангового 120/62-65.
Вставка 120/62-65. Вставка для захвата цангового 120/62-65'
Направление режущее 120/89. Направление режущее для ло-
вителя ЛТН 120/96 с калибрующим диаметром 89 мм.
Воронка режущая 197/140. Воронка режущая для ловителя ЛТН
197/160 с калибрующим диаметром 140 мм.
Уплотнение верхнее 120/93-96. Уплотнение верхнее для ис-
пользования с захватом спиральным 120/93-96 (для ловителей с
любым направлением резьбы).
Уплотнение нижнее 120/62-65. Уплотнение нижнее для фре-
зера или вставки захвата цангового 120/62-65 (для ловителей с
любым направлением резьбы).
Кольцо резиновое для ловителя ЛТН 120/96. Кольцо резино-
вое для ловителя ЛТН 120/96.
Удлинитель ЛТН 120/96-1000. Удлинитель для ловителя ЛТН
120/96 длиной 1000 мм.
Удлинитель 120/96-1000.
Трубные ловители наружного короткого захвата
Ловители наружного короткого захвата типа ЛТНК (табл. 10.21)
предназначены для захвата и удержания за наружную поверх-
ность элементов аварийных объектов, которые из-за неболь-
шой длины не могут быть захвачены ловителями типа ЛТН.
Таблица 10.21
Ловители наружные типа ЛТНК [69]
Типоразмер ловителя Макси- мальный захваты- ваемый размер, мм Допускаемая осевая нагрузка, кН Наружный диаметр, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
ЛТНК 122/103 103 210 122 3-76
723
Конструкция ловителей (рис. 10.68) обеспечивает освобожде-
ние от аварийного объекта при невозможности извлечения его
а также циркуляцию промывочной жидкости при проведении
аварийных работ.
Рис. 10.68. Захват цанговый. Кольцо резиновое
Ловители выпускаются с правой или левой присоединитель-
ной резьбой.
Захват цанговый 122/100-103. Захват цанговый для ловителя
ЛТНК 122/103, предназначенный для захвата труб диаметром от
100 до 103 мм.
Вставка 122/103. Вставка для ловителя ЛТНК 122/103.
Ловители насосных штанг типа ЛШ и ЛШС
Ловители штанг предназначены для захвата за наружную по-
верхность насосных штанг по ГОСТ 13877-80 и их муфт и вы-
пускаются двух типов:
— ловители типа ЛШ — цанговые;
724
— ловители типа ЛШС — с цанговыми и спиральными зах-
ватами. Конструкция ловителей (рис. 10.69) позволяет при
необходимости освободиться от захваченных штанг непос-
редственно в скважине (см. табл. 10.22).
Таблица 10.22
Ловители штанг типа ЛШ и ЛШС
Типоразмер ловителя Наименьший условный диаметр колонны НКТ, в которую может быть спущен ловитель, мм Диапазон захваты- ваемых диаметров, мм Макси- мальный диаметр, мм Присоеди- нительная резьба по ГОСТ 13877-80 Допус- каемая осевая нагрузка, кН
ЛШ 47,5x36 60 13...36 47,5 80
ЛШ 57x43 73 13...43 57 Ш22 160
ЛШ 58,5x46 73 13...46 58,5 100
ЛШ 69x53 89 13...53 69 Ш28 140
ЛШ 71x60 89 13...60 71 120
ЛШС 55/46 73 12...46 55 Ш22 100
Примеры обозначения:
ЛШ 58,5x46. Ловитель штанг типа ЛШ с наружным диамет-
ром 58,5 мм для захвата штанг Ш22 за тело и муфт МШ22.
Цанга 16 для ЛШ 58,5x46. Цанга для захвата штанги ШН16
за тело для ловителя ЛШ 58,5x46.
ЛШС 55/46. Ловитель штанг типа ЛШС с наружным диамет-
ром 55 мм, максимальным диаметром захватываемого объекта
46 мм.
Захват спиральный 55/42-44. Захват спиральный для ловителя
штанг ЛШС55/46 для захвата объектов с наружным диаметром
43 мм.
Захват цанговый 55/46. Захват цанговый для ловителя штанг
ЛШС 55/46 для захвата объектов с наружным диаметром 22 мм.
725
Рис. 10.69. Ловитель штанг типа ЛШ.
Ловитель штанг спиральный типа ЛШС
(цанга, пружина)
г<ич> «
Колокола ловильные
Колокола ловильные (табл. 10.23, рис. 10.70) выпускаются двух
типов:
— типа К, предназначенные для извлечения колоны буриль-
ных или насосно-компрессорных труб путем навинчивания на
наружную поверхность труб;
— типа КС (сквозные), предназначенные для извлечения ко-
лоны бурильных труб за замок, муфту или утяжеленную буриль-
ную трубу путем навинчивания на их наружную поверхность.
По специальному заказу колокола могут быть изготовлены с
дополнительными конструктивными отличиями от базовых кон-
струкций:
— с наружной резьбой для соединения с центрирующими ус-
тройствами;
— с воронкой;
— с упорной ловильной резьбой.
726
Рис. 10.70. Конструкции колоколов типов К и КС
Примеры обозначения:
В случае использования инструмента с левой резьбой стави'
ся буква Л, а при использовании правой резьбы ничего не ст:
вится.
К 125-103. Колокол типа К с наибольшим и наименьши
диаметрами ловильной резьбы соответственно 125 и 103 мм
правой присоединительной резьбой.
КС-100Л. Колокол типа КС с наибольшим диаметром л<
вильной резьбы 100 мм и левой присоединительной резьбо
В случае необходимости изготовления колоколов с наружны
диаметром отличным от базового исполнения в обозначении к<
локола наружный диаметр указывается через дробную черту.
К 98-75/112. Колокол типа К с наибольшим и наименьшг
диаметрами ловильной резьбы соответственно 98 и 75 мм, нару>
ным диаметром 112 мм и правой присоединительной резьбой
7
Таблица 10.23
Технические характеристики колоколов
X *
Типоразмер колокола Диаметр, мм Присоединительная резьба
ловильной резьбы наибольший наружный к колонне труб к направляющей
наибольший наименьший
К 58-40 58 40 90 3-66 ГОСТ 28487-90 89 ГОСТ 633-80
К 59-40/95 59 40 95 3-76 ГОСТ 28487-90 Дф В 89 ГОСТ 631-75
К 68-50 68 50 95 3-76 ГОСТ 28487-90 ' А В 89 ГОСТ 631-75
К 68-50/87 68 50 87 3-66 ГОСТ 28487-90
К 70-52 70 52 90 3-66 ГОСТ 28487-90 89 ГОСТ 633-80
К 75-47/100 75 47 100 3-76 ГОСТ 28487-90 -
К 80-55 80 55 105 3-76 ГОСТ 28487-90 -
К 80-55/114 80 55 114,3 3-76 ГОСТ 28487-90 -
К 82-60 82 6 103 3-76 ГОСТ 28487-90 Ю2ГОСТ 633-80
К 82-60/95 82 60 95 3-76 ГОСТ 28487-90 102 ГОСТ 633-80
К 85-64 85 64 102 3-76 ГОСТ 28487-90 102 ГОСТ 633-80
К 90-70/120 90 70 120 3-76 ГОСТ 28487-90 -
К 98-75 98 75 125 3-88 ГОСТ 28487-90 В 114 ГОСТ 633-80
К 98-75/112 98 75 112 3-88 ГОСТ 28487-90 В 114 ГОСТ 633-80
К 98-75/118 К 98 75 118 3-88 ГОСТ 28487-90 В 114 ГОСТ 633-80
100-73 100 73 122 3-88 ГОСТ 28487-90 В 114 ГОСТ 633-80
К 100-78 100 78 122 3-88 ГОСТ 28487-90 В 114 ГОСТ 633-80
К 103-85 103 85 132 3-88 ГОСТ 28487-90 127 ГОСТ 632-80
К 105-60/118 105 60 118 3-76 ГОСТ 28487-90 -
Трубные ловители ж
внутреннего захвата типа ЛТВ
Ловители труб внутреннего захвата
типа ЛТВ (рис. 10.71) предназначены
для захвата и удержания труб за внут-
реннюю поверхность при подъеме.
Конструкция ловителей обеспечивает
освобождение от аварийного объекта
при невозможности извлечения его из
скважины, а также циркуляцию про-
мывочной жидкости при проведении
аварийных работ.
Ловители выпускаются:
— проходные;
— с переводником;
— проходные, с уплотнением и
центратором;
— с уплотнением, центратором и
переводником. По специально-
му заказу возможно изготовле-
< ние ловителей ЛТВ 60, ЛТВ 73,
ЛТВ 89, удлиненных на 600 мм.
Ловитель типа ЛТВ
с переводником
о:
Цанговый захват
Ловитель типа ЛТВ
проходной
Рис. 10.71. Конструкции
внутренних труболовок
Ловитель типа
ЛТВ проходной
с уплотнением и
центратором
Ловитель типа ЛТВ
с уплотнением,
центратором и
переводником
729
Трубные ловители внутреннего захвата типа ЛТВ-УБТ
Ловитель внутреннего
охвата типа ЛТВ-УБТ
Ловители труб внутреннего захвата типа
ЛТВ-УБТ (табл. 10.24, рис. 10.72) предназ-
начены для захвата и удержания утяжелен-
ных бурильных труб за внутреннюю повер-
хность при подъеме. Конструкция ловите-
лейлбеспечивает освобождение от аварий-
ного объекта при невозможности извлече-
ния его из скважины, а также циркуляцию
промывочной жидкости при проведении
аварийных работ.
Пример условного обозначения:
ЛТВ-УБТ-146. Ловитель типа ЛТВ-УБТ для
захвата УБТ 146.
ЛТВ-УБТ-146Л. То же, левый.
Рис. 10.72. Внутренняя труболовка
типа ЛТВ-УБТ
Таблица 10.24
Технические характеристики ловителей ЛТВ
Параметр ЛТВ-УБТ-146 ЛТВ-УБТ-178 ЛТВ-УБТ-20
Диаметры направления, мм:
наружный 168 216 245
внутренний 155 190 219
Диапазон захватываемых диаметров, мм бб,5...79 76...91,5 78,5...104
Допускаемая осевая нагрузка, кН 1350 1800
Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 3-121 3-147 3-171
730
Труболовки внутренние типа ТВ у~[ f~7 I 1
• >>’. ’>
Труболовки внутренние типа ТВ (табл. 10.25, < !
рис. 10.73) предназначены для захвата и удер-
жания труб за внутреннюю поверхность при
подъеме. При проведении работ в скважинах
с большими зазорами между стенками сква-
жины и аварийными объектами применяются
труболовки со специальными переводниками
и направлениями. )
Примеры условных обозначений:
ТВ 73-95. Труболовка внутренняя с макси-
мальным диаметром 95 мм для захвата труб с \
условным диаметром 73 мм. |
ТВ 73-120Л. То же с левой присоедини- |
тельной резьбой и максимальным диаметром i
120 мм.
Плашки ТВ 73-95 для труб диаметром 63—
70 мм. Плашки для труболовки типа ТВ 73-95 -=
для труб диаметром 63—70 мм.
Рис. 10.73. Труболовка типа ТВ
с направлением-колоколом
Труболовка типа ТВ
с направлением
Труболовки внутренние освобождающиеся типа ТВМ1
Труболовки внутренние типа ТВМ 1 (табл. 10.26) предназна-
чены для захвата и удержания труб за внутреннюю поверхность
при подъеме. Конструкция труболовок обеспечивает освобож-
дение от аварийного объекта при невозможности извлечения его
из скважины. ,
731
за Таблица 10.25
Техническая характеристика труболовок типа ТВ
Типоразмер труболовки Наружный диаметр, мм Диапазон захватываемых диаметров, мм Допускаемая осевая нагрузка, кН Присоединительная ^рйзьба по ГОСТ 28487-90
переводника направления
ТВ 48-80 80 - 39...43 350 3-66
ТВ 60-80 80 - 48...55 520 3-66
ТВ 60-92 92 - 48...55 520 3-66
ТВ 60-113 113 - 48...55 520 3-88
ТВ 60-120 - 120 48...55 520 3-66
ТВ 73-95 95 - 59...66 600 Ч'"ГД 3-76
ТВ 73-95 95 - 63...70* 600 А 3-76
ТВ 73-113 113 - 59...66 600 3-88
ТВ 73-113 113 - 63...70* 600 3-88
ТВ 73-120 - 120 59...66 600 3-76
ТВ 73-120 - 120 63...70* 600 3-76
ТВ 89-108 108 - 72...83,5 600 3-88
ТВ 89-108 108 - 75...88* 600 3-88
ТВ 89-110 110 - 72...83,5 600 3-88
ТВ 89-110 110 - 75...88* 600 3-88
ТВ 89-120 120 - 72...83,5 1200 3-102
ТВ 89-120 120 - 75...88* 1200 3-102
ТВ 89-132 - 132 72...83,5 1200 3-102
ТВ 89-132 - 132 75...88* 1200 3-102
ТВ 114-120 120 - 90... 102,5 1200 3-102
ТВ 114-120 120 - 97...109,5* 1200 3-102
ТВ 114-130 130 - 90... 102,5 1200 3-102
ТВ 114-130 130 97... 109,5* 1200 3-102
W Таблица 10.26
Технические характеристики труболовок типа ТВМ1
Типоразмер труболовки Диапазон захваты- ваемых диаметров, мм Допускаемая осевая нагрузка, кН Наружный диаметр переводника, мм Присоедини- тельная резьба по ГОСТ 28487-90
TBM1-60 48,7...53 300 90 3-76
ТВМ1-73 58... 65 500 90 3-76
ТВМ1-89 72...79 1200 108 3-88
ТВМ1-102 (80-86) 80...86 1000 120 3-102
ТВМ1-102 (86-92) 86...92 1000 ; по 3-102
ТВМ1-114 (92-98) 92...98 1200 • , 120 3-102
ТВМ1-114 (99-103) 99...103 1200 3-102
ТВМ1-127 (104-115) 104...115 1600 . .140 . 3-117
ТВМ1-127 (110-120) ПО...120 1600 140 3-117
ТВМ1-146 (116-132) 116...132 2150 160 3-121
ТВМ1-146 (123-136) 123...136 2150 160 3-121
Примеры условных обозначений:
ТВМ1-146 123-136. Труболовка внутренняя типа ТВМ1 для
захвата труб с внутренним диаметром 123... 136 мм.
ТВМ1-146Л 123-136. То же с левой присоединительной резьбой.
Ловители труб внутреннего захвата удлиняемые типа ЛТВУ
Ловители труб внутреннего захвата удлиняемые типа ЛТВУ
(табл. 10.27) предназначены для захвата и удержания труб за внут-
реннюю поверхность при подъеме. Ловители изготавливаются
без удлиняющего устройства или с удлиняющим устройством.
При необходимости ловители могут быть укомплектованы лю-
бым количеством удлиняющих устройств.
Примеры условных обозначений:
ЛТВУ 73. Ловитель для захвата труб с условным диаметром
73 мм, с правой присоединительной резьбой.
ЛТВУ 73Л. То же с левой присоединительной резьбой.
Удлинитель ЛТВУ 73. Удлиняющее устройство для ловителя
ЛТВУ 73.
733
л Таблица 10.27
Техническая характеристика труболовок типа ЛТВУ
Типоразмер ловителя Диапазон захватываемых диаметров, мм Допустимая осевая нагрузка, кН Наружный диаметр переводника, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
ЛТВУ 60 49-55 460 88 3-66
ЛТВУ 73 59-66 ^600 108 3-76
ЛТВУ 89^, 72...8Э 900 120 3-88
Метчики типов МСЗ, МЭС, МБУ И МЭУ
Метчики (табл. 10.28, табл. 10.29, рис. 10.74) выпускаются
етырех типов:
— типа МСЗ (специальные), предназначенные для захвата
бурильных труб путем ввинчивания в резьбу замка;
типа МЭС (специальные), предназначенные для захвата
5 НКТ путем ввинчивания в резьбу муфты;
— типа МБУ (универсальные), предназначенные для захва-
та бурильных труб путем врезания в гладкую внутрен-
нюю поверхность труб;
— типа МЭУ (универсальные),
предназначенные для захвата
НКТ путем врезания в гладкую
внутреннюю поверхность труб.
Метчики выпускаются с правой
левой присоединительной резьбой.
На метчиках может быть предусмот-
ена наружная резьба для присоедине-
ия воронок.
fOG
Рис. 10.74. Конструкции метчиков
X: Таблица 10.28
Техническая характеристика метчиков типа МБ
Типоразмер метчика Диаметр, мм Присоединительная резьба
ловильной резьбы наружный наибольший к колонне труб ГОСТ 28487-90 направляющей
наимень- ший наиболь- ший
МБУ20-45 20 45 80 3-66 73 ГОСТ 633-80
МБУ 22-54 22 54 95 3-76 89 ГОСТ 633-80
3-73
МБУ 32-73 32 73 108 3-86 102 ГОСТ 633-80
3-88
МБУ 58-84 58 84 120 3-102 114 ГОСТ 632-80
МБУ 58-94 58 94 120 3-102 114 ГОСТ 632-80
МБУ 74-120 74 120 178 3-147 168 ГОСТ 632-80
МБУ 100-142 100 142 203 3-171 194 ГОСТ 632-80
МБУ 127-164 127 164 220 3-189 219 ГОСТ 632-80
МЭУ 2 5-45 25 45 80 3-66 -
МЭУ 36-60 36 60 80 3-66 -
МЭУЗб-66 36 66 80 3-66 -
МЭУ 46-80 46 80 90 3-76
МЭУ 69-100 69 100 108 3-88 -
МЭУ 85-127 85 127 134 3-117
Пример обозначения при заказе:
МСЗ-73. Метчик типа МСЗ для ввинчивания в замковую
резьбу 3-73.
МСЗ-73Л. То же, левый МСЗ-73Л.
МЭУ 46-80. Метчик универсальный типа МЭУ с наимень-
шим диаметром ловильной резьбы 46 мм и наибольшим диа-
метром резьбы 80 мм.
. МЭУ 46-80Л. То же, левый МЭУ 46-80Л.
735
'<*>£. Таблица 10.29
Технические характеристики метчиков типа МСЗ
Типо- размер метчика Резьба, в которую происходит ввинчивание ГОСТ 633-80 Диаметр, мм Присоедини- тельная резьба по ГОСТ 28487-90
ГОСТ28487-90 ГОСТ633-80 наруж- ный наи- больший внутрен- ний канала
МСЗ-62 „ 3-62 80 16 3-62
МСЗ-66 3-66 ’ - 80 16 3-66
МСЗ-73 3-73 95 16 3-73
МСЗ-76 3-76 - 95 16 3-76
МСЗ-86 3-86 - 108 32 3-86
МСЗ-88 3-88 - 108 32 3-88
МСЗ-101 3-101 - 118 20 3-101
МСЗ-102 3-102 - 120 45 3-102
МСЗ-108 3-108 - 133 45 3-108
МСЗ-117 3-117 - 140 56 3-117
МСЗ-121 3-121 - 146 56 3-121
МСЗ-122 3-122 - 146 56 3-122
MC3-133 3-133 - 155 76 3-133
МСЗ-140 3-140 - 178 76 3-140
МСЗ-147 3-147 - 178 76 3-147
МСЗ-152 3-152 - 197 80 3-152
МСЗ-161 3-161 - 185 78 3-161
МСЗ-163 3-163 - 185 78 3-163
МСЗ-171 3-171 - 203 80 3-171
МСЗ-189 3-189 - 212 93 3-189
МЭС-48 - 48 65 15 48 ГОСТ 633-80
МЭС-В48 - В48 65 15 В48 ГОСТ 633-80
МЭС-60 — 60 90 32 3-76
МЭС-В60 - В60 90 32 3-76
МЭС-73 - 73 90 32 3-76
МЭС-В73 - В73 90 35 3-76
МЭС-89 - 89 108 56 3-88
МЭС-В89 - В89 108 56 3-88
МЭС-102 - 102 134 56 3-117
МЭС-В102 - В102 134 68 3-117
МЭС-114 - 114 134 70 3-117
МЭС-В114 - В114 134 70 3-117
736
Фрезеры забойные типа ФЗ
Забойные фрезеры (табл. 10.30, рис. 10.75) выпускаются трех ви-
дов: 1 — легкого; 2 — среднего; 3 — тяжелого. Фрезеры легкого вида
предназначены для разрушения труб группы прочности Д, К, Е.
Торцевая поверхность фрезера армируется твердым сплавом на 40%.
Фрезеры среднего вида предназначены для разрушения труб
группы прочности Л, М. Торцевая поверхность фрезера армиру-
ется твердым сплавом на 60%. Фрезеры тяжелого вида предназ-
начены для разрушения элементов бурильных колонн, долот,
аварийных инструментов из сталей группы прочности Р, Т. Тор-
цевая поверхность фрезера армируется твердым сплавом на 80%.
Таблица 10.30
Технические характеристики фрезеров забойных
Обозна- чение фрезера Условный диаметр колонны обсадных труб ГОСТ 632-80 Наружный диаметр, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
1 2 3 4
ЗФЗ 114 85 3-66
114 114,127 90 95
127 100
127 102
127 105
140 ПО 3-76
140 113
140 115
140 118
146 118
146,168 122
168 124 3-88
168 127
168 130
168 135
168 140
168,178 144
178 150
178 155
178,194 194 160 165
194 170
47 Ив
737
Продолжение табл. 10.30
1 2 3 4
ЗФЗ 219 180 3-117
219 185
* ЗФЗ 219, 245 190
219, 245 195
245 200
245, 273 210
220
27.V - - ' 240 3-152
273, Й9 243
299 250
299 260
324 324 270 275
324,340 290
340 308
351 320
406 426 375 390 3-177
2ФЗ 114 90 3-66
127 95
127 105
140 113 3-76
140 115
140 146 118 122
146,168 128
168 135 3-88
168 140
1ФЗ 140 140 НО 113 3-66
140, 146 140, 146 115 118 3-76
146 120
146, 168 122
168 125 3-88
168 128
168 135
168,178 140
178 143
178 146
245 200 3-117
738
Фрезер забойный типа ФЗ
легкого вида (1ФЗ)
Фрезер забойный типа ФЗ
среднего вида (2ФЗ)
Рис. 10.75. Фрезер забойный типа ФЗ
Пример условного обозначения:
1ФЗ-185. Фрезер забойный легкого вида диаметром 185 мм, с
правой присоединительной резьбой.
1ФЗ-185Л. То же, с левой присоединительной резьбой.
2ФЗ-185. Фрезер забойный среднего вида диаметром 185 мм,
с правой присоединительной резьбой.
ЗФЗ-185. Фрезер забойный тяжелого
вида диаметром 185 мм, с правой присое-
динительной резьбой.
Фрезер забойный вогнутый типа ФЗВ
Фрезеры вогнутые типа ФЗВ (табл. 10.31,
рис. 10.76) тяжелого вида предназначены
для тех же работ, что и ЗФЗ, но с центри-
рованием на забое.
Рис. 10.76. Конструкция фрезера
типа ФЗВ
Фрезер забойный загнутый
типа ФЗВ тяжелого вида (ЗФЗВ)
739
Таблица 10.31
Технические характеристики фрезеров ФЗВ
Обозначение фрезера Условный диаметр колонны обсадных труб ГОСТ 632-80 Наружный диаметр, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
3<И8В 140 113 3-76
140 118
140,146 120
_14fe<?>§" . 122 3-88
135
168 140
245,273 210 3-117
Пример условного обозначения:
ЗФЗВ-140. Фрезер типа ФЗВ тяжелого вида диаметром
140 мм, с правой присоединительной резьбой.
ЗФЗВ-140Л. То же, с левой присоединительной резьбой.
Фрезеры забойно-кольцевые типа ФЗК
Фрезеры забойно-кольцевые типа ФЗК (табл. 10.32, рис. 10.77)
предназначены для сплошного фрезерования труб с опережаю-
щим офрезеровыванием кольцевого пространства между фрезе-
руемой трубой и стенками скважины.
Таблица 10.32
Технические характеристики фрезеров ФЗК
Типо- размер фрезера Условный диаметр колонны обсадных труб ГОСТ 632-80 Наруж- ный диаметр, мм Внутренний диаметр кольцевой части, мм Длина, мм Присоедини- тельная резьба по ГОСТ 28487-90
ФЗК-115 146 115 73 465 3-76
ФЗК-118 146 118 89 470 3-76
ФЗК-128 168 128 104 500 3-88
ФЗК-136 168 136 102 500 3-88
ФЗК- 167 168 167 133 580 3-88
740
Рис. 10.77. Конетридая фраавр^тшю ФЗК
Пример условного обозначения:
ФЗК-118. Фрезер забойно-кольцевой ди-
аметром 118 мм.
ФЗК-118Л. То же, с левой присоедини-
тельной резьбой.
Фрезеры пилотные типа 2Ф г:;
Фрезеры пилотные типа 2ФП (табл. 10.33,
рис. 10.78) предназначены для фрезерования
в различных скважинах прихваченных труб,
пакеров, муфт, монтажных элементов элект-
ропогружных насосов и т.п. Фрезеры выпус-
каются с правой или левой присоединитель-
ной резьбой.
Фрезер забойно-
кольцевой типа ФЗК
Технические характеристики фрезеров 2ФП
Таблица 10.33
Типо- размер фрезера Условный диаметр обсадных труб, мм Максималь- ный диаметр фрезера, мм Размеры пилота, Присоединительная резьба по ГОСТ28487-90
Диа- метр Дли- на
2ФП 88/38 114 88 38 190 3-66
2ФП 100/47 140 100 47 230 3-66
2ФП 103/47 140 103 47 230 3-66
2ФП 113/47 140 113 47 230 3-76
2ФП 118/47 140, 146 118 47 230 3-76
2ФП 120/47 140, 146 120 47 230 3-76
2ФП 125/52 146 125 52 250 3-76
2ФП 130/70 168 130 70 230 3-88
2ФП 135/57 168 135 57 230 3-88
2ФП 140/57 178 140 57 230 3-88
741
Ж*& ^ЛЗ/Жонрфужпия фрезера пилотного
Примеры условного обозначения:
- 113/47. Фрезер пилотный типа 2ФП
«^наружным диаметром 113 мм и диаметром
пилота 47 мм, с правой присоединительной
резьбой.
2ФП 113/47Л. То же, с левой присоеди-
нительной резьбой.
Фрезеры кольцевые типа ФК
Кольцевые фрезеры (табл. 10.34, рис. 10.79)
выпускаются трех видов:
1 — легкого;
2 — среднего;
3 — тяжелого.
Соединение фрезеров с ловильной колонной — резьбовое или
^варное.
1 Фрезеры легкого вида имеют зубчатую форму режущего тор-
ца, предназначены для работы по глинистой корке, осадку, це-
менту и горным породам с твердостью Рш < 200 кге/мм2 с вклю-
чениями отдельных мелких металлических предметов. Фрезеры
среднего вида имеют волнистую форму режущей поверхности,
предназначены для тех же работ, что и легкие, но с включения-
ми до 15% металлических объектов из стали с пределом текуче-
сти Стт < 550 МПа и твердостью НВ < 240. Фрезеры тяжелого
вида имеют массивную режущую поверхность, предназначены
для тех же работ, что и легкие, но с включением до 40% метал-
лических объектов из стали с пределом текучести от < 550 МПа
и твердостью НВ < 240.
742
Техническая характеристика фрезеров ФК
Таблица 10.34
Типоразмер фрезера Диаметр, мм Соединение фрезера с приемной трубой Присоедини- тельная резьба Условный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 Условный диаметр офрезеровы- ваемой
наруж- ный внутренний
1 2 3 4 5 6 7
2ФК-90/61 90 61 Резьбовое 73 ГОСТ 633-80 114 48
ЗФК-90/61 90 61 73 ГОСТ 633-80 114 48
2ФК-90/64 90 64 73 ГОСТ 633-80 114 48
ЗФК-90/64 90 64 73 ГОСТ 633-80 114 48
2ФК-95/74 95 74 Сварное - 114 60
ЗФК-95/74 95 74 - 114 60
ЗФК-104/75 104 75 - 127 60
2ФК-105/80 105 80 - 127 73
ЗФК-105/80 105 80 - 127 73
ЗФК-109/78 109 78 Резьбовое 89 ГОСТ 633-80 140 60
2ФК-112/82 112 82 Сварное - 60
ЗФК-112/82 112 82 Сварное - 60
2ФК-115/73 115 73 Резьбовое 89 ГОСТ 633-80 60
2ФК-115/78 115 78 89 ГОСТ 633-80 60
ЗФК-115/78 115 78 89 ГОСТ 633-80 60
ЗФК-115/98 115 98 Сварное - 60
1 ФК-118/89 118 89 Резьбовое 102 ГОСТ 633-80 73
2ФК-118/89 118 89 102 ГОСТ 633-80 73
ЗФК-118/89 118 89 102 ГОСТ 633-80 73
Продолжение табл. 10.34
о
1 2 3 4 5 6 7
ЗФК-130/102 130 102 Резьбовое 114 ГОСТ 632-80 146 89
ЗФК-130/120 130 120 Сварное - 146 89
ЗФК-135/105 135 105 Сварное - 168 89
1ФК-136/102 136 102 Сварное - 168 89
ЗФК-136/102 136 102 Сварное - 168 89
1 ФК-140/105 140 105 Резьбовое 127 ГОСТ 632-80 168 89
2ФК-140/105 140 105 Резьбовое 127 ГОСТ 632-80 168 89
ЗФК-140/105 140 105 Резьбовое 127 ГОСТ 632-80 168 89
1ФК-140/110 140 ПО Резьбовое 127 ГОСТ 632-80 168 102
ЗФК-140/110 140 ПО Резьбовое 127 ГОСТ 632-80 168 102
2ФК-140/120 140 120 Сварное 168 102
ЗФК-140/120 140 120 Сварное - 168 102
ЗФК-144/118 144 118 Сварное - 168 102
2ФК-147/121 147 121 Сварное - 178 102
ЗФК-147/121 147 121 Сварное 178 102
ЗФК-149/121 149 121 Сварное - 178 102
ЗФК-160/133 160 133 Сварное - 194 127
ЗФК-186/138 186 138 Резьбовое 168 ГОСТ 632-80 219 140
ЗФК-19О/1ОЗ 190 103 Резьбовое 127 ГОСТ 632-80 219 89
ЗФК-190/132 190 132 Резьбовое 168 ГОСТ 632-80 219 127
ЗФК-190/152 190 152 Резьбовое 178 ГОСТ 632-80 219 140
ЗФК-210/171 210 171 Сварное 245 168
ЗФК-210/179 210 179 Сварное - 245 168
ЗФК-248/205 248 205 Резьбовое 219 ГОСТ 632-80 273 178
ЗФК-285/249 285 249 Сварное 324 219
1ФК-120/89. Фрезер кольцевой легкого вида с наружным ди-
аметром 120 мм, внутренним диаметром 89 мм и правой присо-
единительной резьбой.
1ФК-120/89Л. То же, с левой присоединительной резьбой.
2ФК -120/89. Фрезер кольцевой типа ФК среднего вида, с
наружным диаметром 120 мм, внутренним диаметром 89 мм и
правой присоединительной резьбой.
ЗФК-105/80 под сварку. Фрезер кольцевой типа ФК тяжело-
го вида с наружным диаметром 105 мм, внутренним диаметром
80 мм под сварку.
ЗФК-120/89. Фрезер кольцевой типа ФК тяжелого вида с на-
ружным диаметром 120 мм, внутренним диаметром 89 мм и пра-
вой присоединительной резьбой.
! Фрезеры специальные калибрующие типа ФС
Фрезеры специальные калибрующие типа ФС (табл. 10.35,
рис. 10.80) предназначены для обработки деформированных вер-
хних торцов труб, оставшихся в скважинах, с целью придания
им стандартных размеров и последующего захвата ловителями
746
наружного захвата. Длина калибрующего участка равна длине,
необходимой для захвата штатным ловильным инструментом
(L = 400—500 мм). При необходимости офрезеровывания по-
верхности труб на большую длину необходимо предусмотреть
соответствующий тип присоединительной резьбы и глубину об-
работки.
Примеры условного обозначения: i
ФС-43/93. Фрезер специальный калибрующий с внутренним'
диаметром 43 мм и наружным — 93 мм стандартной длины.
ФС-43/93Л. То же, с левой присоединительной резьбой. ;
Таблица 10.35
Техническая характеристика фрезеров ФС
Типо- размер фрезера Диаметр, мм Присоедини- тельная резьба по ГОСТ 28487-90 Условный диаметр обсадной колонны Условный диаметр офрезеровы- ваемой трубы
наруж- ный внутрен- ний
ФС-43/90 90 43 3-66 114 42
ФС-43/93 93 43 114 42
ФС-61/96 96 61 114 60
ФС-61/100 100 61 140 60
ФС-61/115 115 61 3-76 140 60
ФС-61/120 120 61 140 60
ФС-61/125 125 61 146 60
ФС-74/100 100 74 127 127
ФС-74/110 НО 74 140 73
ФС-74/115 115 74 140 73
ФС-74/120 120 74 140 73
ФС-74/125 125 74 3-88 146 73
ФС-74/140 140 74 168 73
ФС-74/145 145 74 168 73
ФС-90/120 120 90 140 89
ФС-90/125 125 90 146 89
ФС-90/140 140 90 168 89
ФС 103/140 140 103 3-101 168 102
ФС 128/195 195 128 3-117 245 127
747
Фрезер ежеаиальный >,: .
калибрующий ища ФС ч ; , ш
Рис. 10.80. Конструкция фрезера типа ФС
! Фрезерные колонные конусные типа ФКК
j
Фрезеры колонные конусные (табл. 10.36, рис. 10.81) пред-
назначены для восстановления проходимости деформированных
обсадных колонн. Фрезеры изготавливаются трех видов:
ФКК — с углом при вершине 30°;
{ 1ФКК — с углом при вершине 15°;
j ЗФКК — с углом при вершине 60°.
( Все фрезеры выпускаются с правой или левой присоедини-
+ельной резьбой.
j Таблица 10.36
Технические характеристики фрезеров ФКК
Типоразмер фрезера Угол при вершине, град. Наружный диаметр, мм Длина, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
1 2 3 4 5
ФКК93 30° 93 500 3-66
ФКК 96 96
ФКК 97 97
ФКК 105 105
ФКК 106 106
ФКК 115 115 510 3-76
748
Продолжение табл. 10.36
1 2 3 4 5
ФКК 118 30° 118 500 3-66
ФКК 121 121
ФКК 124 124
ФКК 126 126
ФКК 127 127
ФКК 130 130
ФКК 135 135 560 3-88
ФКК 137 137
ФКК 141 141
ФКК 143 143
ФКК 144 144
ФКК 145 145
ФКК 147 147
ФКК 149 149
ФКК 209 209 790 3-117
ФКК 214 214
ФКК 220 220
ФКК 225 225
ФКК 230 230
1ФКК 11 15° 115 690 3-76
1ФКК 121 121
1ФКК 127 127
ЗФКК115 60° 115 410 3-76
ЗФКК121 121
ЗФКК127 127
Пример условного обозначения:
ФКК-121. Фрезер колонный конусный типа ФКК, с наиболь-
шим диаметром 121 мм и углом при вершине 30° и правой при-
соединительной резьбой.
ФКК-121Л. То же, с левой присоединительной резьбой.
749
Фрезер колонный Фрезер колонный Фрезер колонный
конусный вида ФКК конусный вида 1ФКК конусный вида ЗФКК
Рис. 10.81. Конструкции фрезеров конусных
Рис. 10.82. Конструкции фрезеров-райберов
Фрезер-райбер
типа ФРЛ
750
Фрезеры-райберы типов ФРЛ, РИМИ ФРС
-Л
Фрезеры-райберы типа ФРЛ, РПМ и ФРС (табл. 10.37, рис. 10.82)
предназначены для прорезания «окна» в обсадной колонне при
забуривании нового ствола.
Фрезеры-райберы типа ФРС каждого типоразмера выпуска-
ются трех исполнениях: 1, 2 и 3, которые отличаются диаметра-
ми конической части. Последовательное использование всех трех
исполнений фрезеров-райберов одного типоразмера позволяет
постепенно увеличивать размер прорезаемого окна.
Примеры условных обозначений:
ФРЛ-218. Фрезер-райбер типа ФРЛ с наружным диаметром
218 мм.
РПМ-219. Фрезер-райбер типа РПМ для работы в эксплуата-
ционной колонне диаметром 219 мм.
Таблица 10.37
Технические характеристики фрезеров-райберов
Типоразмер фрезера Условный диаметр обсадных труб, мм Диаметр, мм Длина, ММ Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
МИН. макс.
РПМ-146 146 60 121 650 3-76
РПМ-168 168 76 143 674 3-88
РПМ-219 219 70 193 808 3-117
РПМ 245 245 118 214 720 3-117
ФРС-146-1 146 47 11 340 3-76
ФРС-146-2 62 120 490
ФРС-146-3 95 120 430
ФРС-168-1 168 50 130 455 3-88
ФРС-168-2 70 142 496
ФРС-168-3 НО 142 500
ФРЛ-116 140 - 116 850 3-76
ФРЛ-118 - 118 860
ФРЛ-121 146 - 121
ФРЛ-124 - 124
ФРЛ-136 - 136 898 3-88
ФРЛ-143 168 - 143 1000 3-101
ФРЛ-193 219 - 193 1150 3-121
ФРЛ-218 245 - 218 2250 3-147
751
ФРС-146-1. ФреЗф-#айбер рЙН&ФРС длягпрорезания окна
в колонне обсадных труб условным диаметром 146 мм, испол-
нение 1. >, » 1'4 .1" ИШ»;
ад
Фрезеры-ловители магнитные типа ФЛМ
Фрезеры-ловители магнитные типа ФЛМ (табл. 10.38, рис. 10.83)
предназначены для извлечения из скважин предметов, обладаю-
щих фЬрромагнитныИЛгвойствами, в том числе, изготовленных
из твердого сплавагад-
МОф'ЗМГ.- Таблица 10.38
Технические характеристики фрезеров ФЛМ
Типоразмер ловителя Условная грузоподъемность, не менее, кН Максимальный диаметр, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
ФЛМ 88 1,7 88 3-66
ФЛМ 90 1,7 90 3-66
ФЛМ 103 2.5 103 3-66
ФЛМ 108 2,5 108 3-66
ФЛМ 109 2,5 109 3-66
ФЛМ 115 2,5 115 3-66
ФЛМ 118 2,5 118 3-66
ФЛМ 120 2,5 120 3-76
ФЛМ 124 2,5 124 3-76
ФЛМ 125 2,5 125 3-76
ФЛМ 135 4,5 135 3-88
ФЛМ 140 4,5 140 3-88
ФЛМ 150 6,5 150 3-88
ФЛМ 180 6,5 180 3-117
ФЛМ 184 8,5 184 3-117
ФЛМ 195 8,5 195 3-117
ФЛМ 205 8,5 205 3-117
ФЛМ 210 8,5 210 3-117
ФЛМ 260 9,0 260 3-147
ФЛМ 270 10,0 270 3-147
ФЛМ 315 10,0 315 3-147
752
Фрезер-ловитель
магнитный типа ФЛМ
Кольцо защитное
Воронка
Рис. 10.83. Конструкция фрезера-ловителя типа ФЛМ
Конструкция ловителей обеспечивает подачу промывочной
жидкости на забой (центральная схема промывки). Ловители
предназначены для эксплуатации в скважинах при температурах
от минус 10 до плюс 120 °C. При необходимости ловители ком-
плектуются воронками или защитными кольцами. Ловители вы-
пускаются с правой или левой присоединительной резьбой.
Пример условного обозначения:
ФЛМ 135. Фрезер-ловитель магнитный типа ФЛМ диамет-
ром 135 мм, с правой присоединительной резьбой.
ФЛМ 135Л. То же, с левой присоединительной резьбой.
Фрезеры ловители магнитные с механическим захватом типа ФМЗ
Фрезеры-ловители магнитные с механическим захватом типа
ФМЗ (табл. 10.39, рис. 10.84) предназначены для извлечения из
скважин частей и деталей породоразрушающего инструмента
и элементов бурильной колонны с помощью механического
753
48 Ив
захвата, а также предметов, обладающих ферромагнитными свой-
ствами с помощью магнитной системы. Конструкция ловителей
обеспечивает подачу промывочной жидкости на забой. Ловите-
ли предназначены для эксплуатации в скважинах при темпера-
турах от минус 10 до плюс 120 °C. Ловители выпускаются с пра-
вой или левой присоединительной резьбой. По требованию за-
казчика любой типоразмер ловителя может быть укомплектован
механическим захватом любого типа. Выпускаются механичес-
кие зайваты трех талий!?*.
ЗАП — для удержания предметов с максимальным размером
поперечного сечения не менее 15 мм;
ЗМ2 — для удержания предметов с максимальным размером
поперечного сечения не менее 30 мм;
ЗМ 3 — для удержания предметов с максимальным размером
поперечного сечения не менее 50 мм.
Пример условного обозначения:
ФМЗ 118, ЗМ1. Фрезер-ловитель магнит-
ный с наружным диаметром 118 мм с ворон-
кой режущей, правой присоединительной
резьбой и захватом механическим ЗМ1.
ФМЗ 118Л, ЗМ1. То же с левой присоеди-
нительной резьбой.
ФМЗ 118, ЗМ2. То же с захватом механи-
ческим ЗМ2.
ФМЗ 118, ЗМЗ. То же с захватом механи-
ческим ЗМЗ.
Фрезер-ловитель магнитный
* с механическим захватом
типа ФМЗ
Рис. 10.84. Фрезер-ловитель типа ФМЗ
754
«» Таблица 10.39
Технические характеристики фрезеров ФМЗ
Типо- размер ловителя Условная грузо- подъемность магнитной системы, кН, не менее Грузо- подъемность механического захвата, кН, не более Макси- маль- ный диаметр, мм Расстояние между лепестками механическо- го захвата и магнитной системой, мм Присоеди- нительная резьба по гост 28487-90
ФМЗ 88 1,7 1,0 88 105 3-66
ФМЗ 118 2,5 1,5 118 140 3-76
ФМЗ 135 4,5 2,0 135 140 3-88
ФМЗ 140 4,5 2,0 140 230 3-88
ФМЗ 170 6,5 2,5 170 210 3-117
ФМЗ 195 8,5 3,0 195 150 3-117
ФМЗ 225 9,0 4,5 225 400 3-117
ФМЗ 270 10,0 5,5 270 150 3-147
ФМЗ 315 10,0 6,5 315 280 3-147
Устройство для очистки забоя скважин типа УОЗС
Устройство очистки забоя скважины УОЗС (табл. 10.40, рис. 10.85)
предназначено для извлечения из скважин обломков породы,
частей и деталей породоразрушающего инструмента и элемен-
тов бурильной колонны механическим способом.
Конструкция устройства обеспечивает подачу промывочной
жидкости на забой и позволяет осуществлять как прямую, так и
обратную ее циркуляцию.
Устройство выпускается с правой или левой присоединитель-
ной резьбой.
Технические характеристики УОЗС
Таблица 10.40
Параметр Значение
Грузоподъемность механического захвата, кН, не более 1,5
Полезный объем, дм3, не менее 1,3
Максимальный наружный диаметр, мм 118
Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 3-76
755
Рис. 10.85. Устройство для очистки забоя
Пример условного обозначения:
УОЗС 118. Устройство очистки забоя
скважины УОЗС 118, с правой присое-
динительной резьбой.
УОЗС 118Л. То же, с левой присое-
Устройство очистки забоя динительной резьбой.
скважины типа УОЗС
Шламометаллоуловители типа ШМУ
Шламометаллоуловители типа ШМУ (табл. 10.41, рис. 10.86)
предназначены для улавливания обломков разрушаемых в сква-
жине металлических объектов и отдельных фрагментов воору-
жения разрушающих инструментов (долот, фрезеров и т.д.)
Шламометаллоуловители выпускаются с правой или левой при-
соединительной резьбой.
Шламометаллоуловители выпускаются следующих видов:
По длине:
— короткий (К) — для использования в компоновке с долотом;
— средний (С);
— длинный (Д) — для использования в компоновке с фрезером.
По виду присоединительных элементов:
— сверху — ниппель, снизу — муфта (НМ);
— сверху и снизу — муфта (ММ);
Таблица 10.41
Технические характеристики шламометаллоуловителей типа ШМУ
Типоразмер шламометалло- уловителя Наружный диаметр, мм Глубина корзины, мм Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90
верхняя НИЖНЯЯ
1 2 3 4 5
ШМУ-К-ММ-108 108 250 Муфта 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-С-ММ-108 108 500 Муфта 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-Д-ММ-108 108 750 Муфта 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-К-НМ-108 108 250 Ниппель 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-С-НМ-108 108 500 Ниппель 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-Д-НМ-108 108 750 Ниппель 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-К-ММ-112 112 250 Муфта 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-С-ММ-112 112 500 Муфта 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-Д-ММ-112 112 750 Муфта 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-К-НМ-112 112 250 Ниппель 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-С-НМ-112 112 500 Ниппель 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-Д-НМ-112 112 750 Ниппель 3-76 Муфта 3-76
ШМУ-К-ММ-114 114 250 Муфта 3-86 Муфта 3-86
ШМУ-С-ММ-114 114 500 Муфта 3-86 Муфта 3-86
ШМУ-Д-ММ-114 114 750 Муфта 3-86 Муфта 3-86
ШМУ-К-НМ-114 114 250 Ниппель 3-86 Муфта 3-86
ШМУ-С-НМ-114 114 500 Ниппель 3-86 Муфта 3-86
ШМУ-Д-НМ-114 114 750 Ниппель 3-86 Муфта 3-86
ШМУ-К-ММ-127 127 250 Муфта 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-С-ММ-127 127 500 Муфта 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-Д-ММ-127 127 750 Муфта 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-К-МН-127 127 250 МуфтаЗ-88 Ниппель 3-88
ШМУ-С-МН-127 127 500 Муфта 3-88 Ниппель 3-88
ШМУ-Д-МН-127 127 750 Муфта 3-88 Ниппель 3-88
ШМУ-К-НН-127 127 250 Ниппель 3-88 Ниппель 3-88
ШМУ-С-НН-127 127 500 Ниппель 3-88 Ниппель 3-88
ШМУ-Д-НН-127 127 750 Ниппель 3-88 Ниппель 3-88
757
Продолжение табл. 10.41
1 2 3 4 5
ШМУ-К-НМ-127 127 250 Ниппель 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-С-НМ-127 127 500 Ниппель 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-Д-НМ-127 127 750 Ниппель 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-К-НМ-133 133 250 Ниппель 3-88 Муфта 3-88
ШМ^-С-НМ-133 500 Ниппель 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-Д-НМ-133 .д>з 750 Ниппель 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-К-ММ-136 136 250 Муфта 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-С-ММ-136 136 500 Муфта 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-Д-ММ-136 136 750 Муфта 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-К-НМ-136 136 250 Ниппель 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-С-НМ-136 136 500 Ниппель 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-Д-НМ-136 136 750 Ниппель 3-88 Муфта 3-88
ШМУ-С-НМ-195 195 500 Ниппель 3-152 Муфта 3-117
ШМУ-С-МН-268 268 500 Муфта 3-117 Ниппель 3-152
Шламометаллоуловители типов
ШМУ-НН ШМУ-МН
Шламометаллоуловители типов
ШМУ-НМ ШМУ-ММ
Рис. 10.86. Конструкции шламоуловителей
758 [
Ж сверху — муфта, снизу — ниппель (МН);
— сверху и снизу — ниппель (НН).
•4= Колонна труб НКТ
\ Клапан сбивной । типа КС
Желонка очистная
£ / ремонтная типа ЖОР
i
. Переходник / П 73x89
> Накопитель
механических
примесей (колонна труб НКТ)
Переходник П 89x73
k Клапан обратный типа КОТ
Перо типа П
Комплекс очистки
скважины типа КОС-01
Пример условного обозначения:
ШМУ-К-ММ-114. Шламоуловитель
типа ШМУ, короткий, с присоедини-
тельными элементами вида «муфта-
муфта», наружным диаметром 114 и
правой присоединительной резьбой.
ШМУ-Д-ММ-114Л. То же, длин-
ный, с левой присоединительной резь-
бой.
Комплексы очистки скважин типа КОС
Комплексы типа КОС-01 (табл.
10.42, табл. 10.43, рис. 10.87) предназ-
начены для осуществления очистки
скважин от сыпучих материалов (ока-
лины, песка, шлама, металлических
кусков и т.п.). Работа комплекса осу-
ществляется за счет использования пе-
репада давления жидкости между
скважиной и трубами НКТ, на кото-
рых комплекс спускается в скважину.
За один спуск в скважину без органи-
зации циркуляционной промывки ком-
плекс способен поднять более 30 на-
сосно-компрессорных труб диаметром
89 мм, заполненных песком. Вместо об-
ратных клапанов типа КОТ, в зависи-
мости от конкретных условий, могут
быть установлены обратные клапаны
типа КОШ или задерживающие устрой-
ства типа УЗ.
Рис. 10.87. Комплекс оборудования
для очистки скважин
759
Технические характеристики фрезеров ФЗВ
Таблица 10.42
Параметр КОС-01Х89 КОС-01Х108 КОС-01Х120
Наибольший крутящий момент, передаваемый комплексом, Нм, не более 1000 1200 1500
Наибольшая осевая нагрузка на комплекс, кН, не более^^е* 20 24 30
НаибсМЬший диаметр, 93 108 120
Колонна труб для спуска комплекса в скважину НКТ73 HKT89 НКТ102
Колонна труб для организации контейнера НКТ73 НКТ89 НКТ 102
Таблица 10.43
Состав оборудования КОС-01
Комплект поставки КОС-01Х89 КОС-01Х108 КОС-01Х120
Желонка очистная ремонтная ЖОР-89 ЖОР-108 ЖОР-120
Переводники П-73х89 П89х73 П89х102 П102x89 П89х102 П102x89
Клапан обратный КОТ-50 КОШ-25 КОТ-60 КОШ-40 КОТ-70 КОШ-50
Устройство захватное УЗ-75 УЗ-75 УЗ-90
Клапан сбивной КС-73 КС-89 КС-102
Перо П-73х89х1200-2 П-73х108х1200-2 П-89х108х1200-2 П-102x120x1200-2
Пример условного обозначения:
КОС-01х108. Комплекс типа КОС-01 на основе желонки очи-
стной ремонтной ЖОР 108.
760
Желонки очистные ремонтные типа ЖОР ахтэ <«
Желонки типа ЖОР (табл. 10.44, рис. 10.88) предназначены
для работы в комплексах очистки скважин типа КОС для удале-
ния песка, шлама, окалины, кусков породы,
металла и кабеля и обеспечивают очистку сква-
жины без организации в ней циркуляционной
промывки. Желонки также могут работать са-
мостоятельно с различными инструментами
(долотами, фрезерами, ловителями наружного
захвата типа ЛТН, пакерами и др.) в зависимо-
сти от требуемой конкретной операции.
Таблица 10.44
Техническая характеристика желонок типа ЖОР
Параметр Значение
ЖОР-89 ЖОР-108 ЖОР-120
Глубина спуска, м, не более 3500 3500 3500
Грузоподъемность, кН, не более 100 150 200
Рабочий ход открытия клапана, мм 30 33 35
Наружный диаметр, мм 89 108 120
Присоединительная резьба гладких труб НКТ по ГОСТ 633-80 73 89 102
Принцип действия желонок основан на ис-
пользовании перепада давления жидкости меж-
ду скважиной и полостью над верхним клапа-
ном желонки. Применяют желонки в случаях
когда:
— в скважине невозможно установить цир-
куляцию;
— нагружение скважины промывочной жид-
костью нежелательно или вредно для пласта;
* Рис. 10.88. Конструкция желонки типа ЖОР
Желонка очистная
ремонтная типа ЖОР
761
Технические характеристики фрезеров ФЗВ
Таблица 10.42
Параметр КОС-01Х89 КОС-01Х108 КОС-01Х120
Наибольший крутящий момент, передаваемый комплексом, Нм, не более 1000 1200 1500
Наибольшая осевая нагрузка на комплекс, кН, не более .« • fir 20 24 30
НаибМьший диаметр,, 93 108 120
Колонна труб для спуска комплекса в скважину НКТ73 НКТ89 НКТ 102
Колонна труб для организации контейнера НКТ73 HKT89 НКТ 102
Таблица 10.43
Состав оборудования КОС-01
Комплект поставки КОС-01Х89 КОС-01Х108 КОС-01Х120
Желонка очистная ремонтная ЖОР-89 ЖОР-108 ЖОР-120
Переводники П-73х89 П89х73 П89х102 П102x89 П89х102 П102x89
Клапан обратный КОТ-50 КОШ-25 КОТ-60 КОШ-40 КОТ-70 КОШ-50
Устройство захватное УЗ-75 УЗ-75 УЗ-90
Клапан сбивной КС-73 КС-89 КС-102
Перо П-73х89х1200-2 П-73х108х1200-2 П-89х108х1200-2 П-102x120x1200-2
Пример условного обозначения:
КОС-01х108. Комплекс типа КОС-01 на основе желонки очи-
стной ремонтной ЖОР 108.
760
Желонки очистные ремонтные типа ЖОР
Желонки типа ЖОР (табл. 10.44, рис. 10.88) предназначены
для работы в комплексах очистки скважин типа КОС для удале-
ния песка, шлама, окалины, кусков породы,
металла и кабеля и обеспечивают очистку сква-
жины без организации в ней циркуляционной
промывки. Желонки также могут работать са-
мостоятельно с различными инструментами
(долотами, фрезерами, ловителями наружного
захвата типа ЛТН, пакерами и др.) в зависимо-
сти от требуемой конкретной операции.
Таблица 10.44
Техническая характеристика желонок типа ЖОР
Параметр Значение
ЖОР-89 ЖОР-108 ЖОР-120
Глубина спуска, м, не более 3500 3500 3500
Грузоподъемность, кН, не более 100 150 200
Рабочий ход открытия клапана, мм 30 33 35
Наружный диаметр, мм 89 108 120
Присоединительная резьба гладких труб НКТ по ГОСТ 633-80 73 89 102
Принцип действия желонок основан на ис-
пользовании перепада давления жидкости меж-
ду скважиной и полостью над верхним клапа-
ном желонки. Применяют желонки в случаях
когда:
— в скважине невозможно установить цир-
куляцию;
— нагружение скважины промывочной жид-
костью нежелательно или вредно для пласта;
Рис. 10.88. Конструкция желонки типа ЖОР
Желонка очистная
ремонтная типа ЖОР
761
— очистка более экономична, чем монтаж и спу<йс оборудо-
вания для установления в скважине циркуляции.
Пример условного обозначения:
ЖОР- 89. Желонка типа ЖОР с наружным диаметром 89 мм.
Клапаны обратные таоельчатые типа КОТ
।. 4 .. .
Клапаны обратныёйгарельчатые типа КОТ (табл. 10.45, рис. 10.89)
применяются в комплексах типа КОС для очистки скважин во
время их строительства и ремонта для удержания механических
примесей в процессе подъема их с забоя скважины.
Таблица 10.45
Технические характеристики клапанов типа КОТ
Параметр КОТ-50 КОТ-60 КОТ-70
Наружный диаметр, мм 89 1 108 120
Условный проход, мм 50 60 70
Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80 гладкие НКТ73 гладкие НКТ89 гладкие НКТ102
Уплотнение металл - металл
Пример условного обозначения:
КОТ-50. Клапан обратный типа КОТ с условным
проходом 50 мм.
Клапан обратный
'5 типа КОТ г
Рис. 10.89. Конструкция клапана обратного типа
Клапаны обратные шариковые
типа КОШ
Клапаны типа КОШ (табл. 10.46,
рис. 10.90) применяются при добы-
че нефти и газа:
— в качестве обратных клапанов
в комплексах типа КОС;
— в качестве всасывающих кла-
панов при добыче нефти скважин-
ными штанговыми насосами;
Клапан обратный
типа КОШ
Рис. 10.90. Конструкция клапана
обратного типа КОШ
— в качестве обратных клапанов
для электроцентробежных насосов.
Таблица 10.46
Технические характеристики клапанов обратных типа КОШ
Параметр КОШ-25 КОШ-40 КОШ-50
Рабочее давление, МПа 21 21 21
Диаметр, мм 89 108 120
Условный проход, мм 25 45 50
Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80 гладкие НКТ73 гладкие НКТ89 гладкие НКТ 102
Уплотнение шара с седлом металл - металл
' Пример условного обозначения:
КОШ-25. Клапан обратный типа
КОШ с условным проходом 25 мм.
Устройства задерживающие типа УЗ
Устройства задерживающие типа УЗ
(табл. 10.47, рис. 10.91) предназначены
для очистки скважин от кусков породы,
обрывков кабеля и т.п.
Рис. 10.91. Конструкция устройства .... Устройство
задерживающего типа УЗ / Задерживающее типа УЗ
763
Таблица 10.47
Техническая характеристика устройств типа УЗ
Параметр УЗ-75 УЗ-90 УЗ-170
Наружный диаметр, мм 93 120 195
Условный проход, мм 75 90 170
Длина, мм 375 372 800
Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80 Гладкие НКТ 89 Гладкие НКТ 102 Гладкие НКТ 102
Призер условногбййбозначения:
У3-75х89. Устройство задерживающее типа УЗ с условным про-
ходом 75 мм и присоединительной резьбой гладких труб НКТ 89.
Клапаны сбивные типа КС
Клапаны сбивные типа КС (табл. 10.48, рис. 10.92) применя-
ется для слива жидкости из колонны насосно-компрессорныхт-
руб при их подъеме из скважины вместе с электроцентробеж-
Таблица 10.48
Техническая характеристика клапанов типа КС
Параметр КС-73 КС-89 КС-102
Рабочее давление, МПа 21 21 21
Условный проход, мм 40 55 60
Диаметр наружный, мм 89 108 120
Диаметр отверстия для слива, мм 12 12 12
Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80 Гладкие НКТ 73 Гладкие НКТ 89 Гладкие НКТ 102
ным насосом (при наличии обратного кла-
пана), со штанговым насосом или с любым
другим устройством, через которое невозмо-
жен слив жидкости из колонны НКТ обрат-
но в скважину. Срабатывание клапана про-
исходит после разрушения сбивного пальца
механическим способом.
‘‘Клапан сбивной
типа КС
Рис. 10.92. Конструкция клапана сбивного типа КС
Пример условного обозначения:
КС-73. Клапан сбивной типа КС с присоединительной резь-
бой гладких труб НКТ 73 по ГОСТ 633-80.
Перья типа П
Перья типа П применяются при плановом и капитальном ре-
монте скважин в комплексах типа КОС для очистки скважин с
целью организации забора механических примесей с забоя сква-
жины (табл. 10.49, рис. 10.93). Изготавливаются из легирован-
ной термообработанной стали.
Таблица 10.49
Техническая характеристика перьев типа П
Параметр П-73 П-89 П-102
Наружный диаметр, мм 89 108 120
Наружный диаметр, мм 108 120 138
Наружный диаметр, мм 120 138 195
Длина, мм 320,1200 320, 1200 320,1200
Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80 Гладких НКТ 73 Гладких НКТ 89 Гладких НКТ 102
Перья выпускаются двух видов:
1 — со скосом;
2 — с зубьями.
Пример обозначения обо-
рудования:
П-73х89х320-2. Перо
типа П вида 2 с присоеди-
нительной резьбой гладких
труб НКТ 73, с наружным
диаметром 89 мм и длиной
320 мм.
Перья типа П
Рис. 10.93. Конструкции перьев
765
Комплексы очистки скважин типа КОС-02
1W»’ .г
Комплексы типа КОС-02 (табл.
10.50, табл. 10.51, рис. 10.94) пред-
назначены для разбивания глинис-
тых пробок и размельчения кусков
породы фрезерами с последующим
удалением с забоя измельченных
фракций поршневым насосом.
Пример условного обозначения:
КОС-02х108. Комплекс типа КОС-02
с наружным диаметром 108 мм.
Насос поршневой
типа НП
Накопитель
механических примесей
(колонна труб НКТ)
Клапан обратный
типа КОШ
Клапан обратный
типа КОТ
Фрезер кольцевой
типа 2ФК
Комплекс очистки
скважин типа КОС-02
Рис. 10.94. Схема комплекса КОС-02
для очистки скважин
766
' Таблица 10.50
Технические характеристики комплексов КОС-02
Параметр КОС-02хЮ8 С-02х120
Наибольший крутящий момент, передаваемый комплексом, Нм, не более 1500 2000
Наибольшая осевая нагрузка на комплекс, кН, не более 30 40
Наибольший диаметр, мм 108 120
Колонна труб для спуска комплекса в скважину БТ89 БТ 89
Колонна труб для организации контейнера НКТ 89 НКТ 102
Таблица 10.51
Комплект поставки оборудования типа КОС-02
Комплект поставки КОС-02Х108 КОС-02Х120
Насос поршневой Переводники НП-70 - П-3-7бх89; П-102х89 НП-95 П-3-7бх102; П-3-102х102
Клапаны обратные КОТ-60; КОШ-40 КОТ-70; КОШ-50
Фрезер кольцевой Перо 2ФК-115/78 П-89х108х1200-2 1 ФК-120/97 П-102х120х1200-2
Воронки
Воронка (табл. 10.52, рис. 10.95) представ-
ляет из себя устройство, облегчающее ввод
торца колонны в аварийный инструмент.
Пример условного обозначения:
В-178-170/230. Воронка с резьбой 178 по
ГОСТ 632-80 с минимальным внутренним
диаметром 170 мм и наружным 230 мм.
Рис. 10.95. Конструкция воронки
типа В
Воронка типа В
767
>4 Таблица 10.52
Технические характеристики воронок
Обозначение Максимальный наружный диаметр, мм Минимальный внутренний диаметр, мм Присоединительная резьба
В-73-69/89 89 59 73 ГОСТ 633-80
В-89-75/114 114 75 89 ГОСТ 633-80
В-102-98/114 Ш 98 102 ГОСТ 633-80
В-10^8/132 Г ^132- 98 102 ГОСТ 633-80
В-114-110/132 - в2 ПО 114 ГОСТ 632-80
В-127-119/140 140 119 127 ГОСТ 632-80
В-146-136/185 185 136 146 ГОСТ 632-80
В-146-136/205 205 136 146 ГОСТ 632-80
В-168-156/185 185 156 168 ГОСТ 632-80
В-168-156/205 205 156 168 ГОСТ 632-80
В-178-170/205 205 170 178 ГОСТ 632-80
Яссы гидромеханические типа ГМ
Яссы гидромеханические типа ГМ (табл. 10.53, рис. 10.96)
предназначены для создания ударных нагрузок при ликвидации
аварий в скважине.
Таблица 10.53
Технические характеристики яссов типа ГМ
Параметр ГМ-95 ГМ-120
Наружный диаметр, мм 95 120
Внутренний диаметр, мм 24 40
Наибольшая сила удара, кН 250 1350
Наибольший передаваемый крутящий момент; кНм 1,5 3,0
Наибольшая растягивающая ; нагрузка на открытый ясс, кН 1200 2000
Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 3-76 3-88
Свободный ход штока ясса, мм 400 600
Масса, кг 60 90
768
Рис. 10.96. Конструкция гидромеханического ясса
Конструкция яссов позволяет произво-
дить удары вверх, вниз или вверх и вниз.
Яссы имеют два режима работы: меха-
нический и гидромеханический, причем в
последнем режиме рабочим давлением яв-
ляется давление промывочной жидкости.
Пример условного обозначения:
«: ГМ-95. Ясс гидромеханический с наруж-
ным диаметром 95 мм.
ГМ-95Л. То же с левой резьбой.
а
К числу работ капитального ремонта от-
носятся работы по созданию каналов связи
ствола скважины с пластом. Для этого при-
меняют перфорацию (кумулятивную, пуле-
вую, торпедную) обсадных колонн, а также
гидропескоструйную.
Кумулятивный перфоратор
Ясс гидромеханический
типа ГМ
Кумулятивный заряд представляет собой шашку взрывчатого
вещества, имеющую выемку, расположенную со стороны, проти-
воположной месту детонации взрыва. Газы, образующиеся при
взрыве такого заряда, движутся от поверхности выемки и встре-
чаются на оси заряда, образуя мощную струю. Встречая на своем
пути какую-либо преграду, эта струя выбивает в ней лунку глуби-
ной, приблизительно равной диаметру заряда (рис. 10.97, а). Если
выемку в кумулятивном заряде облицевать тонким слоем металла и
Рис. 10.97. Действие кумулятивного заряда:
а — без облицовки; б — с металлической облицовкой
49 Ив
769
поместить заряд на некотором расстоянии от преграды, то пробив-
ное действие кумулятивного заряда резко усилится (рис. 10.97, 6).
Образующаяся при взрыве кумулятивного заряда металли-
ческая струя движется по оси заряда с большой скоростью, до-
стигающей 8000 м/с. При встрече с преградой она создает дав-
ление до 30000 МН/м2, чем и достигается ее большая пробив-
ная сила.
Кумулятивные перфораторы применяются кор-
пуснывЖюескорпусные. Корпусные перфораторы
имеюКгерметически закрытый корпус, в котором
помещаются группы зарядов. Такие перфораторы,
так же как пулевые и снарядные, могут быть ис-
пользованы многократно. В бескорпусных перфо-
раторах каждый заряд закупоривается отдельно в
индивидуальную герметическую оболочку, разруша-
ющуюся при взрыве.
В кумулятивных перфораторах обеих конструк-
ций заряды взрываются при помощи детонирую-
щего шнура, а шнур в свою очередь взрывается от
электродетонатора, присоединенного к кабелю, на
котором перфоратор опускают в скважину.
Кумулятивный перфоратор собирается в гирлянду
общей длиной до Юме числом зарядов до ста и более.
Пулевой перфоратор бывает селективный (выс-
трелы пулей проводятся поочередно) и залповый
(одновременные выстрелы из группы стволов)
(рис. 10.98). Применяют пули диаметром 11 — 12,7
мм. Диаметр перфоратора — 65, 80, 98 мм.
Торпедный перфоратор отличается от пулевого тем,
что заряжается не пулями, а снарядами замедлен-
ного действия. Снаряд торпедного перфоратора,
пробив колонну и цементное кольцо, проникает на
некоторую глубину в пласт и здесь разрывается, в
результате чего в призабойной зоне скважины со-
здаются каверны: и трещины. На промыслах при-
меняются торпедные перфораторы Колодяжного
ТПК-22 и ТПК-32 (с диаметром снарядов 22 и 32 мм).
Рис. 10.98. Пулевой перфоратор залпового действия ППЗ
770
При выборе способа перфорации руководствуются следую-
щими положениями. Пули и снаряды, пробивая обсадную ко-
лонну, сильно деформируют ее и вызывают образование трещин
в колонне и цементном камне.
Кумулятивная перфорация характеризуется больщой пробив-
ной способностью в твердых и плотных преградах и не вызывает
повреждений обсадных колонн и цементного кольца. Поэтому
кумулятивную перфорацию целесообразно применять при твер-
дых породах, снарядную — при относительно плотных и мало-
проницаемых породах, а пулевую перфорацию при неплотных
породах и слабосцементированных песчаниках.
Торпедирование — взрывание зарядов взрывчатого вещества в
скважинах для очистки призабойной зоны от посторонних пред-
метов и улучшения притока нефти или газа на забое скважины.
Дефекты в эксплуатационной колонне обычно ликвидируют
путем спуска дополнительной колонны в случае:
— невозможности ликвидации дефекта путем цементирования;
— наличия нескольких дефектов на разных глубинах;
— возможности спуска дополнительной обсадной колонны
ниже места слома основной эксплуатационной колонны.
Дополнительные колонны спускают внутрь основной об-
садной колонны с установок ее башмака ниже дефекта (выше
эксплуатационного объекта или на забое). Иногда спускаемая
колонна является промежуточной, т.е. перекрывает только ин-
тервал ствола с дефектом. Дополнительная колонна спускает-
ся в скважину с пакером или с последующим ее цементирова-
нием.
Если по техническим причинам не удается восстановить ствол
скважины до забоя, то проводят операции по за резке и буре-
нию второго ствола, которые заключаются в следующем:
— обследование состояния скважины;
— цементирование колонны и установку отклонителя на нуж-
ной глубине;
— вскрывание окна в обсадной колонне;
— забуривание второго ствола (до нужной глубины);
— проведение комплекса электрометрических работ;
— опускание колонны с последующим цементированием и
опрессовкой;
— перфорирование колонны в зоне продуктивного горизонта.
771
Отклонитель — инструмент в виде плоского или желобооб-
разного клина, спускаемый в скважину на бурильных трубах или
кабеле (рис. 10.99). Предназначен для обеспечения необходимо-
го отклонения райберов при вскрытии окна в колонне и бурово-
го инструмента при бурении второго ствола.
Отклонители также предназначены для обеспечения необ-
ходимого отклонения от оси основного ствола скважин при про-
резании окна в эксплуатационной колонне, а также отклонения
инструмента при бурении второго ствола. Отклонители работа-
ют при” посадке на'забой (естественный или искусственно со-
зданный).
Отклонитель состоит из трех основных
узлов: узла опоры и закрепления, клина-
отклонителя 4 и спускного клина.
Узел опоры и закрепления позволяет
посадить отклонитель на забой и закре-
пить его в эксплуатационной колонне при
помощи трехплашечной системы, исклю-
чая возможность проворачивания отклони-
теля при зарезке окна и бурении второго
ствола.
Клин-отклонитель имеет наклонную
поверхность, в виде желоба, задающего
направление и увеличивающего площадь
опоры режущего инструмента.
Спускной клин служит для спуска от-
клонителя в скважину.
Фиксация плашек 8 в утопленном по-
ложении обеспечивается плашкодержате-
лем 7, соединенным с корпусом 6 при по-
мощи двух специальных винтов 9. Узел
опоры и закрепления соединен с клином-
отклонителем опорными поверхностями,
скошенными под углом 30° и имеющими
профиль поперечного сечения типа «лас-
точкина хвоста». Взаимному произвольно-
му перемещению клина-отклонителя и
Рис. 10.99. Конструктивная схема отклонителя
772
узла опоры и закрепления препятствует специальный винт 5.
Клин-отклонитель соединен со спускным клином при помощи
двух болтов 3.
К спускному клину на резьбе прикреплен переводник для
соединения с колонной бурильных труб. Отклонитель на колон-
не бурильных труб спускают в скважину и резко сажают на за-
бой. При посадке происходит срез специальных винтов и бол-
тов, в результате чего клин-отклонитель вместе с опорой остает-
ся в скважине, а освобожденный спускной клин поднимают на
поверхность.
Удочки
Удочки нешарнирные типа У01-168, УК1-168, УООП1-168 и
УОП1-168 (табл. 10.54, рис. 10.100) предназначены для извлече-
ния из скважин тартального каната диаметром 19 мм и каротаж-
Рис. 10.100. Удочки нешарнирные и шарнирные:
1 — муфта переводная; 2 — воронка; 3 — стержень; 4 — крючок; 5 —
пружина; 6 — палец; 7 — крючок шарнирный
773
Таблица 10.54
Технические характеристики удочек нешарнирных
Шифр удочки- крючка * Рисунок №10. Назначение Габаритные размеры, мм Длина вылета Крючка, мм Присоединительна я резьба замковая Вес теоретический, кг Грузоподъемность, *10кН(т) |
Длина Диаметр
УК1-146 100, а '^Извлечение тартального каната диаметром не более 19 мм и каротажного кабеля диаметром не более 22 мм в 146-мм колонне 1400 113 42,5 3-76 27 25
УК1-168 100, а То же в 168-мм колонне 1600 138 50 3-88 33 30
У01-146 100,6 То же в 146-мм колонне 1800 113 42,5 3-76 35 25
У01-168 100,6 То же в 168-мм колонне 2000 138 45 3-88 40 30 IP
УОП1-146 100, г То же в 146-мм колонне 1300 113 42,5 3-76 24 25
УОП1-168 100, г То же в 168-мм колонне 1200 138 50 3-88 28,7 30
УООП1- 146 100, в То же в 146-мм колонне 1300 113 42,5 3-76 24 25
УООШ- 168 100, в То же в 168-мм колонне 1200 138 50 3-88 28,7 30
ного кабеля диаметром 22 мм в эксплуатационной колонне до
168 мм.
Удочка типа У01-168 имеет четыре крючка, расположенных
на стержне с разных сторон и на разной высоте.
Удочка типа УОП1-168 имеет два крючка, расположенных
диаметрально противоположно. В стержне сделано продольное
отверстие для промывочной жидкости.
Удочка типа УООП1-168 имеет два крючка, расположенных
с одной стороны на разной высоте. В стержне сделано продоль-
ное отверстие для промывочной жидкости.
774
Печати
Печати предназначены для определения по оттиску, полу-
енному на алюминиевой оболочке печати, положения верхнего
онца объектов, оставшихся в скважине вследствие аварий. Ос-
овными узлами печати яддяются корпус с деталями для полу-
ения отеска предметен зажимное устройство ( табл. 10.56,
ис. 10.101).
Таблица 10.56
Технические характеристики печатей
Типо- размер печати Условный диаметр колонны обсадных и насосно-компрес- сорных труб, мм Наибольшая рабочая нагрузка для получения отпечатка, кН (тс) Основные размеры, мм Масса, кг
D L
ПУ2-102 102* 20(2) 75; 84 295 4,5
ПУ2-146 140—146 106; 112; 118 360 10
ПУ2-168 168 125; 131; 137; 141 430 18
На утолщение в нижней части корпуса 2 надевается резиновый
стакан 8, который прикреплен к корпусу четырьмя винтами 7.
На резиновый стакан, в свою очередь, надевается алюминиевая
эболочка 6, «перья» которой загибаются на кольцевой заплечик
корпуса. На средней (цилиндрической) части корпуса установ-
лен направляющий винт 4 нарезана трапецеидальная резьба.
По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи
которого зажимаются «перья» алюминиевой оболочки. Зажим-
ное устройство состоит из нажимной втулки 5 и нажимной гай-
ки 3. На верхнюю часть корпуса навинчивается переводник с
замковой резьбой бурильных труб для присоединения к колонне
труб, на которых печать спускают в скважину.
Печать в собранном виде медленно спускают в скважину на
насосно-компрессорных или бурильных трубах. При необходи-
мости спуск производят с промывкой; печать устанавливают в
скважине на верхнем конце исследуемого объекта. Нагрузка для
получения отпечатка не должна превышать 20 кН.
776
Рис. 10.101. Конструкция печати
Печать — это специальное
устройство, корпус которого
снизу и с боков покрыт свин-
цовой оболочкой толщиной 8—
10 мм. По оси корпуса предус-
мотрено сквозное продольное
отверстие, через которое прока-
чивается жидкость. В верхней
части имеется резьба для при-
соединения к бурильным и на-
сосно-компрессорным трубам,
на которых печать спускают в ч
скважину.
Для обследования скважин
применяют плоские, конусные
универсальные и гидравлические
печати.
Плоская печать предназначе-
на для определения глубины на-
ходящегося в скважине аварий-
ного подземного оборудования,
состояния его концов и переход-
ных воронок обсадных колонн.
Диаметр цилиндрической части
свинцовой оболочки печати дол-
жен быть меньше внутреннего
диаметра обследуемой колонны
на 10—12 мм.
Конусная печать предназначена для получения отпечатков
стенки эксплуатационной колонны, фильтровой части, участ-
ков сложных нарушений, смятий, трещин и т.п. Свинцовую обо-
лочку этой печати изготавливают так, чтобы диаметр широкой
части был бы на 6—10 мм меньше внутреннего диаметра обсле-
дуемой колонны, а нижняя часть конуса была бы на 50—55 мм
меньше широкой части.
777
Рис. 10.101. Конструкция печати
Печать — это специальное
устройство, корпус которого
снизу и с боков покрыт свин-
цовой оболочкой толщиной 8—
10 мм. По оси корпуса предус-
мотрено сквозное продольное
отверстие, через которое прока-
чивается жидкость. В верхней
части имеется резьба для при-
соединения к бурильным и на-
сосно-компрессорным трубам,
на которых печать спускают в
скважину.
Для обследования скважин
применяют плоские, конусные
универсальные и гидравлические
печати.
Плоская печать предназначе-
на для определения глубины на-
ходящегося в скважине аварий-
ного подземного оборудования,
состояния его концов и переход-
ных воронок обсадных колонн.
Диаметр цилиндрической части
свинцовой оболочки печати дол-
жен быть меньше внутреннего
диаметра обследуемой колонны
на 10—12 мм.
Конусная печать предназначена для получения отпечатков
стенки эксплуатационной колонны, фильтровой части, участ-
ков сложных нарушений, смятий, трещин и т.п. Свинцовую обо-
лочку этой печати изготавливают так, чтобы диаметр широкой
части был бы на 6—10 мм меньше внутреннего диаметра обсле-
дуемой колонны, а нижняя часть конуса была бы на 50—55 мм
меньше широкой части.
777
Универсальная печать ПУ-2 (рис. 10.102) в отличие от свин-
ювых печатей имеет алюминиевую оболочку и состоит из: кор-
[уса, зажимного устройства и переводника. Корпус Зпредстав-
:яет собой цилиндрическое тело, на верхнем конце которого
гмеется конусная резьба под переводник 9. На утолщенную
1асть корпуса снизу надевают сменные резиновый стакан 1 и
ипоминйевую оболочк^"2. Стакан удерживается четырьмя вин-
'ами, пропущенными Через боковые отверстия стакана и ввин-
юнными в корпус. К цилиндрической части корпуса приварена
цпонка 4, а несколько выше нарезана трапецеидальная резьба,
в которую ввинчивается гайка 6.
Зажимное устройство состоит из гай-
ки и нажимной втулки 5, имеющей с внут-
ренней стороны шпоночную канавку и
свободно надетой на корпус печати. Гай-
ка и нажимная втулка 5 присоединены
винтами, концы которых входят в коль-
цевую канавку нажимной втулки. При
вращении гайки бпоследняя толкает сво-
им внутренним торцом нажимную втул-
ку вдоль шпонки и тем самым приводит
ее в поступательное движение Для удер-
жания алюминиевой оболочки, надетой
на резиновый стакан, она закреплена спе-
циальными винтами. Имеющиеся на кон-
це перья сгибаются и вращением гайки 6
зажимают зажимное устройство между
торцами корпуса и нажимной втулкой 5.
Для предотвращения самопроизвольного
отвинчивания гайки 6 и освобождения
алюминиевой оболочки предусмотрена
контргайка 8 с шайбой 7.
Печать в собранном виде спускают в
скважину на бурильных трубах или НКТ
в обычном порядке. Не доводя до верх-
Рис. 10.102. Конструкция универсальной
печати ПУ-2
778
него конца обследуемого объекта спуск печати замедляются при
необходимости дальнейший спуск и посадку ее производят с
промывкой скважины. Сжимающая нагрузка, передаваемая на
печать, должна составлять 15—20 кН, что вполне достаточно для
получения довольно отчетливого оттиска на алюминиевом тор-
це верхнего конца оставшегося в скважине предмета.
Под действием сжимающей нагрузки алюминиевая оболочка
и резиновая подушка деформируются. После снятия нагрузки
по оттиску на алюминиевой оболочке получают представление о
деформациях колонны и о форме и размерах находящегося в
скважине предмета.
После подъема печати из скважины алюминиевую оболочку
с оттиском снимают, при необходимости непосредственно на
устье скважины печать оснащают новой алюминиевой оболоч-
кой для очередного применения.
Гидравлическая печать ПГ-146-1 (рис. 10.103), предназначенная
для обследования эксплуатационных колонн диаметром 146 мм,
отличается от аналогичных устройств тем, что позволяет полу-
чить более четкое представление о характере и конфигурации
поврежденной колонны на всей площади соприкасающихся по-
верхностей резинового элемента и обсадной колонны (длина
резинового элемента 4 м).
В трубы, на которых спускают печать в скважину, нагнетают
жидкость. Проходя через отверстия А, просверленные во внут-
ренней трубе, жидкость попадает под резиновый элемент, кото-
рый плотно прижимается к внутренней стенке колонны. Давле-
ние доводят до 1,2 МПа, выдерживают в течение 5 мин, а затем
уменьшают до атмосферного. После этого печать поднимают на
поверхность.
При ловильных работах необходимо обследовать концы ава-
рийных труб для правильного выбора ловильного инструмента и
последующей работы по извлечению аварийного подземного обо-
рудования.
Осмотр печати перед спуском и после ее подъема и посадка
ее на обследуемое место или на конец аварийного оборудования
при нагрузке не более 20 кН должны производиться под контро-
лем мастера. Посадка дважды не допускается, так как это дает
неточный и искаженный отпечаток. После подъема печати из
скважины нельзя ударять по свинцовой оболочке или перьям
779
Рис. 10.103. Гидравлическая печать ПГ-146-1:
1 — гайка; 2 — корпус; 3 — поршень; 4 — стопорная гайка; 5 — гайка;
6— конусный узел; 7— втулка; <?— резиновый элемент; 9 — пластичный
слой; 10 — штуцер
780
металлическими предметами, зажимать цепными или другими
ключами, бросать ее и т.д. Все эти нарушения могут привести к
искажениям отпечатка и к ошибкам при составлении дальней-
шего плана работ.
В скважинах глубиной до 800 м допускается спуск печати на
стальном канате. Отпечатки следует внимательно изучать и фик-
сировать в соответствующей документации, а при необходимос-
ти фотографировать.
Иногда наличие в колонне дефектов (продольных трещин,
незначительных протертостей колонны, пропусков в резьбо-
вых соединениях и т.д.), через которые в скважину поступают
посторонние воды, не удается обнаружить с помощью печатей,
в таких случаях обследование скважин осуществляют другими
способами. Один из таких способов — перекрытие фильтровой
части песком, глиной или установкой пакера с последующим
испытанием верхней части колонны на герметичность. В этом
случае после обследования скважины печатями фильтровую
часть ее затрамбовывают песком или глиной с таким; расче-
том, чтобы искусственно созданная насыпная пробка была на
5—10 м выше верхних отверстий фильтра. Затем колонну ис-
пытывают на герметичность опрессовкой. Если она герметич-
на, то скважину промывают для удаления искусственной проб-
ки, вскрывают фильтровую часть и проводят тампонаж под дав-
лением через отверстия фильтра. Если колонна не герметична,
то следует определить место и характер дефекта и устранить
его. Верхнюю часть колонны можно обследовать с помощью
пакера, без трамбовки фильтра песком и глиной. Фильтр пере-
крывать можно также установкой мостов из различных пласти-
ческих материалов.
781
.viHlyqs ЖН,'
'!<Ж ' ' :.т м за ль .
Л : Г” '. д.-г: ,.д ЙЛТКРЭЙТО ц
' > ... toasq
ч. , • • i • г
ШфНД: isV i, i ? ЬШ
* 1 «Литература 'Of.
,1. Казак А.С., Росин И.И., Чичеров Л.Г. Погружные бесштанговые
м>! насосы для добычи нефти. — М.: Недра, 1973. — 230 с.
•2'.‘ Дарищев В.И., Ивановский В.Н., Мерициди И.А. и др. Состояние и
* •' 1 перспективы разработки и применения бесштанговых насосных ус-
оа< тановок в СССР и за рубежом: Обзор, информация. — Вып. 6. —
1 М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - 52 с.
3. Розанцев В.Р. Особенности конструкции и эксплуатации устано-
вок гидропоршневых насосов для добычи нефти: Обзор, инфор-
' мация. - Вып. 5. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 50 с.
: 4. Яремийчук Р.С., Кифор Б.М., Лотовский В.Н. и др. Применение
струйных аппаратов при освоении скважин: Обзор, информация.
- М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 55 с.
• 5. Зайцев Ю.В., Чичеров Л.Г., Ивановский В.Н. и др. Гидроштан-
' говые насосные установки для добычи нефти: Обзор, инфор-
J мация. — М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1987. — 50 с.
6. Дарищев В.И. Состояние и перспективы разработки и внедрения
насосных установок для добычи нефти из наклонных скважин:
Обзор, информация. — М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1990. — 30 с.
7. Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации сква-
жинных насосных установок для добычи нефти в осложненных
условиях из мало- и среднедебитных скважин: Дисс. на соиска-
ние ученой степени д-ра техн, наук — М.: РГУ нефти и газа им.
И.М. Губкина, 1999.
8. Аливердизаде К. С. Приводы штангового глубинного насоса. — М.:
Недра, 1973. - 193 с.
9. Аливердизаде КС. Балансирные индивидуальные приводы глуби-
нонасосной установки. Азнефтеиздат, 1951.
782
10. Аливердизаде КС. Влияние кинематики балансирного привода
глубинного насоса на величины динамических усилий в штангах.
Тр. АзИНМАШа / Азнефтеиздат. 1956. — Вып. 1.
11. Архипов К.И., Попов В.И., Попов И.В. Справочник по станкам-
качалкам. — Альметьевск, 2000.
12. Инструкция по эксплуатации глубинонасосных скважин. — Аль-
метьевск, 1970.
13. ЧичеровЛ.Г. Нефтепромысловое оборудование. — М.: Недра, 1984.
14. Молчанов А.Г. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и меха-
низмы. — М.: Недра, 1976.
15. Кушеков А.У., Ермеков М.М., Ажикенов Н.С. Скважинные насос-
ные установки. — Кн. 1: Штанговые скважинные насосные уста-
новки с механическим приводом. — Алматы: Эверо, 2001.
16. Кушеков А.У., Ермеков М.М., Ажикенов Н.С. Скважинные насос-
ные установки. — Кн. 2: Длинноходовые скважинные насосные
установки. — Алматы: Эверо, 2001.
17. Руководство по эксплуатации скважин штанговыми насосами:
Ч. 1. — Альметьевск. 1992.
18. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. — М.: Недра.
1979.
19. Касьянов В.М. Аналитический метод контроля работы глубинных
штанговых насосов. — М. ВНИИОЭНГ, 1973.
20. Касьянов В.М. Расчет глубинных величин по данным наземных
измерений (для штанговых насосов с балансирным приводом). —
М„ 1986.
21. Сабиров А.А. Повышение эффективности работы ШСНУ, с по-
мощью современной методики и инструмента для распознавания
неисправностей ШСНУ: Дис. ... канд. техн. наук. — М., РГУ не-
фти и газа им. И.М. Губкина, 1998.
22. Касьянов В.М., Муленко В.В. Расчет динамограмм штанговой на-
сосной установки с балансирным приводом. — М., 1987.
23. Снарев А.И., Папировский В.Л., Пушкин В.Ю. Анализ состояния
станков качалок методами вибродиагностики. — М., ВНИИОЭНГ.
1995, №5.
783
б; 24. Трахтман Г.И. Состояние штанговой глубинонасосной эксплуа-
X тации нефтяных скважин за рубежом. (Сер. Нефтепромысловое
дело). - М. ВНИИОЭНГ, 1976.
ч 25. Ваттметрограммы: Методические указания по использованию
ваттметрограмм для диагностики и уравновешивания ШГНУ. —
Тюмень: СибНИИНП, 1993.
26. Gibbs S.I. and Neel^. А.В. Computer Diagnosis of Down Hole
I (Conditions in Sueker Rod Pumping Wells. Journal of Petroleum
Technology. Jantfar 1966.
27. Белов И.Г. Исследование работы глубинных насосов динамогра-
фом: Дис. ... канд. техн. наук. — Баку, 1963.
28. Багиров М.М. Исследование штанговой глубинонасосной уста-
новки обычного типа и с амортизатором в точке подвеса штанг.
Дис. ... канд. техн. наук. — Баку, 1971.
29. Пирвердян А.М. Вопросы гидромеханики техники нефтедобычи.
Дис. ... д-ра техн. наук. — Баку, 1971.
30. Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ
«Покачевнефть»: Сб. трудов / Под ред. В.Н. Ивановского и В.И. Да-
рищева. — М.: Нефть и газ, 1993.
31. ГОСТ-Р 51896-2002. Скважинные штанговые насосы. Общие тех-
нические требования.
32. Spec.ПАХ API. Well Rod Pumps.
33. Захаров Б.С., Богомольный Е.И., Драчук В.Р., Шариков ГН. Мо-
дернизация штанговых насосов // Нефтяное хозяйство - № 8. -
2000. - С. 59-66.
34. ГОСТ 13877-87. Насосные штанги. Общие требования.
35. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. S&B GmbH,
Viena, Austria.
36. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У Справочник по добыче
нефти. — Уфа, 2001.
37. Corod Manufacturing Ltd. Catalog. Canada, 1997.
38. Мухаметзянов А.К., Чернышов И.Н., Липерт А.И. Добыча нефти
штанговыми насосами. — М.: Недра, 1993.
"784
T9. Длинноходовые скважинные насосные установки с гибкой штан-
глс J гой: Обзор, информация. Сер. ХМ-4. — М.: ЦИНТИхимнефте-
маш, 1988. — 48 с.
1 40. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях: Моно-
графия — М:. Недра, 2000. — 476 с.
41. Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович А.М. и др. Расчет и конст-
руирование нефтепромыслового оборудования. — М.: Недра, 1987.
. 42. Махмудов С. А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных штан-
говых насосных установок. — М.: Недра, 1987. — 208 с.
43. Пчелинцев Ю.Н. Эксплуатация часторемонтируемых наклонно
направленных скважин. [Научно-производственное издание] —
М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 451 с.
»
44. Уразаков К.Р. и др. Нефтепромысловое оборудование для кусто-
вых скважин. — М.: Недра, 1999. — 268 с.
. 45. Каталог фирмы Baker Hughes (США).
46. Каталог фирмы Griffin (Канада).
- 47. Каталог фирмы Kudu (Канада).
48. Каталог фирмы R&M (США).
49. Каталог фирмы Netzsch (ФРГ).
50. Каталог фирмы Schoeller — Bleckmann (Австрия).
51. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Власов А.В., Хабецкая В.А., Шарда-
ков М.В. Параметрический ряд многозаходных скважинных винто-
” вых насосов. НТЖ Нефтепромысловое дело. — М., ВНИИОЭНГ,
3 2001, №8.
’ 52. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и
ь газовика: Справочник. — М.: Недра, 1986. — 325 с.
53. Каталог ДАО ЦКБН. — М.: РАО «Газпром», — 1999.
54. Газовое оборудование, приборы и арматура: Справ, пособие / Под
ред. Н.И. Рябцева. — М.: Недра, 1985. — 527 с.
55. Справочник мастера по добыче нефти. ОАО «Татнефть». — Аль-
метьевск, 2000. — С. 334.
56. Композит-каталог нефтегазового оборудования и услуг. Россия. —
М.: Топливо и энергетика, 1999. — 712 с.
785
50 Ив
57. Справочное руководство по проектированию разработки и экс-
плуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под ред.
Ш.К. Гиматудинова. — М.: Недра, 1983.
58. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97.
59. Нефтепромысловое оборудование: Справ. — М.: Недра, 1990. —
W-
60. Бухаленко Е.И., Аб&улаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт
нефтепромыслового оборудования. — М.: Недра, 1985. — 391 с.
61. Каталог ОАО Ишимбайский машиностроительный завод. 2002. —
21 с.
62. Каталог ГПО Воткинский завод. 2002. — 36 с.
63. Яшин А.С., Авилов С.В., Гамазов О.А. и др. Справочник по капи-
тальному ремонту нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра,
1973. - 262 с.
64. Каталог АЗИНМАШ. — М.: ПМБ ЦИНТИхимнефтемаш, 1991,
2000.- 211 с.
65. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование. —
Екатеринбург: УГГГА. 2002. — 592 с.
66. Каталог ОАО «Спецмаш», г. Санкт-Петербург. — СПб., 2002. —
15 с.
67. Каталог Воронежского механического завода. — Воронеж, 2002. —
29 с.
68. Молчанов А.Г. и др. Подземный ремонт скважин и бурение с при-
менением гибких труб. Изд-во Горной академии, 1999. — 286 с.
69. Оборудование, инструменты и приспособления для под-
земного и капитального ремонта скважин: Каталог-спра-
вочник. — Ч. 1, 2 / НПП «Нефтехиммаш». — Казань,
1996.
786
СОДЕРЖАНИЕ
!(>. РАЗДЕЛ 6.
УСТАНОВКИ СКВАЖИННЫХ
«5 НАСОСОВ С ГИДРОПРИВОДОМ
6.1. СКВАЖИННЫЕ ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСНЫЕ
УСТАНОВКИ.....................................3
6.1.1. СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИННЫХ
«Г. ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК...........5
S 1 ! 6.1.2. СКВАЖИННЫЕ ГИДРОПОРШНЕВЫЕ ДВИГАТЕЛИ,
г?: НАСОСЫ И ЗОЛОТНИКИ.....................10
: 6.1.3. ПОВЕРХНОСТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГИДРО-
ПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК.................25
6.1.4. НЕКОТОРЫЕ РАСЧЕТНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ
РАБОЧИХ ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ ПОДБОРА ГИДРО-
ПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК...............29
6.2. СКВАЖИННЫЕ СТРУЙНЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ ..35
6.2.1. КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИННЫХ СТРУЙНЫХ НАСОСОВ ... 35
6.2.2. ПОВЕРХНОСТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СТРУЙНЫХ
НАСОСНЫХ УСТАНОВОК..........................45
6.3. СКВАЖИННЫЕ ГИДРОШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ
УСТАНОВКИ.....................................48
6.3.1. СХЕМЫ СКВАЖИННЫХ ГИДРОШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
И ДВИГАТЕЛЕЙ................................49
6.3.2. СХЕМЫ ПОВЕРХНОСТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
СКВАЖИННЫХ ГИДРОШТАНГОВЫХ УСТАНОВОК.........55
6.3.3. НЕКОТОРЫЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И РАСЧЕТНЫЕ
ЗАВИСИ МОСТИ РАБОЧЕГО ПРОЦЕССА ГИДРО-
ШТАНГОВОГО НАСОСА...........................67
6.4. ГИДРОИМПУЛЬСНЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ.......73
787
6.5. ТУРБОНАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ......................83
6.6. ВИБРАЦИОННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ..............89
РАЗДЕЛ 7. ; "
ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ
♦ Н.УДЗГНЫЕ УСТАНОВКИ
V -.Л'"
7.1. ШТАНГОВАЯ СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА.
ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ..............................91
7.1.1. КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ
НАСОСНЫХ УСТАНОВОК............................94
7.2. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ
НАСОСНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ..............97
7.2.1. МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИВОДЫ СКВАЖИННЫХ
ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК.
КЛАССИФИКАЦИЯ, ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ.........98
7.2.1.1. Балансирные станки-качалки..........112
Т 7.2.1.2. Станки-качалки с фигурным балансиром.155
7.2.1.3. Безбалансирные станки-качалки.......159
7.2.2. РЕДУКТОРЫ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИВОДОВ СКВАЖИН-
НЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК...............160
7.2.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ И ПНЕВМАТИЧЕСКИЕ ПРИВОДЫ
СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК ... 169
7.2.4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ДЛИННОХОДОВЫХ
СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК................174
7.2.5. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СШНУ....................... 185
7.2.6. СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ТОЧКЕ ПОДВЕСА ШТАНГ. 193
7.2.7. УРАВНОВЕШИВАНИЕ БАЛАНСИРНЫХ СТАНКОВ-
КАЧАЛОК ....................................... 194
7.2.7.1. Определение усилий в шатуне при различных спосо-
бах уравновешивания..........................199
7.2.7.2. Определение тангенциальных усилий
на пальце кривошипа..........................203
7.2.8. КИНЕМАТИКА ПРИВОДОВ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ
НАСОСНЫХ УСТАНОВОК............................205
7.2.8.1. Кинематическая зависимость между длиной хода
точки подвеса штанг и размерами балансирного привода ..213
7.2.8.2. Выбор рациональных значений отношений длин
звеньев...................................221
Of 7.2.8.3. Влияние взаимного расположения узлов ' 5
jy. балансирного привода на его габариты и вес.......222
7.2.9. МЕТОДИКА РАСЧЕТА И ПОДБОРА ШТАНГОВЫХ
>ь СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК.......................226
7.2.10. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН. КЛАССИФИКАЦИЯ
НЕИСПРАВНОСТЕЙ В РАБОТЕ СШНУ.
ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЕ.............................236
7.2.11. СКВАЖИННЫЕ ШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ -
ОСНОВНЫЕ ВИДЫ И ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ............264
7.2.11.1. Цилиндры скважинных штанговых насосов.303
7.2.11.2. Плунжеры скважинных штанговых насосов.311
7.2.11.3. Клапаны скважинных штанговых насосов..317
7.2.11.4. Замковые опоры, уплотнительные элементы,
f=J автосцепы, сливные устройства и штоки скважинных
штанговых насосов...............................320
7.2.11.5. Общие требования к скважинным штанговым
насосам.........................................327
7.2.12. НАСОСНЫЕ ШТАНГИ...........................330
7.2.13. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИННЫХ
ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК: СКРЕБКИ,
ЦЕНТРАТОРЫ, СКВАЖИННЫЕ ДОЗАТОРЫ,
ШТАНГОВЫЕ АМОРТИЗАТОРЫ, ГАЗОСЕПАРАТОРЫ 357
7.2.14. СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ РАБОТОЙ СКВАЖИННЫХ
ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК..................369
7.3. УСТАНОВКИ ШТАНГОВЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ
ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ..............................380
7.3.1. СОСТАВ УСТАНОВКИ И ЕЕ ОСОБЕННОСТИ..........381
' 7.3.2. КЛАССИФИКАЦИЯ ВШНУ..........................385
7.3.3. СКВАЖИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ ВИНТОВОЙ НАСОС........388
' 1 7.3.4. ПРИВОД СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ ВИНТОВЫХ
НАСОСОВ........................................393
7.3.5. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ И РАСЧЕТА ШТАНГ
С ВИНТОВЫМИ НАСОСАМИ .......................397
'' 7.3.6. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ
ВИНТОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК....................400
РАЗДЕЛ 8.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ
ПРОДУКЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
К 8.1. ОБЩАЯ СХЕМА СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН.... 401
789
8.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАМЕРА ДЕБИТА СКВАЖИН.......410
8.3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА.....425
8.4. СИСТЕМА ОБРАБОТКИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЛАСТОВЫХ
И СТОЧНЫХ ВОД....................................448
8.5. НАСОСНЫЕ И КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ СИСТЕМЫ
СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ
СКВАЖИН..........................................453
' РАЗДЕЛ 9.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
9.1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО
ДАВЛЕНИЯ И ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ....467
9.1.1. ОБОРУДОВАНИЕ ВОДОЗАБОРА И ПОДГОТОВКИ ВОДЫ .. 470
КГ 9.1.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАКАЧКИ ВОДЫ В ПЛАСТ.....477
9.1.2.1. Кустовые насосные станции...........477
9.1.2.2. Установки погружных центробежных насосов
0:... для поддержания пластового давления..........494
9.1.2.3. Устьевое и скважинное оборудование
системы ППД.................................502
9.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАКАЧКИ ГАЗА В ПЛАСТ.......505
9.3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТЕРМИЧЕСКОГО И ХИМИЧЕСКОГО
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ.............................506
9.3.1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ И НАГНЕТАНИЯ
зд; В ПЛАСТ ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ И ПАРА..............507
IЛ 9.3.1.1. Оборудование для нагрева воды и нагнетания
теплоносителя...............................507
9.3.1.2. Оборудование теплотрассы, устья скважины
и внутрискважинное оборудование..............515
НЧ 9.3.1.3. Оборудование для электрического и огневого
прогрева призабойной зоны скважины..........522
К! 9.3.1.4. Оборудование для возбуждения и поддержания
11 внутри пластового горения...................525
№'9.4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПЛАСТ......................................527
9.4.1. КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА
И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА..................527
9.4.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК
ПЛАСТА.....................................536
РАЗДЕЛ 10.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ
РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА СКВАЖИНАХ
10.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ И ОБОРУДОВАНИЕ
ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН,
ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ................................547
10.2. ОСОБЕННОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ПРС И ОСНОВНЫЕ
НАПРАВЛЕНИЯ ЕГО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ...............557
10.3. КЛАССИФИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ
ПРС.............................................567
10.4. ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ СПУСКО-
ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ..............................569
10.4.1. ЭЛЕВАТОРЫ...........................569
10.4.2. СПАЙДЕРЫ............................588
10.4.3. ТРУБНЫЕ КЛЮЧИ.......................591
10.4.4. ШТАНГОВЫЕ КЛЮЧИ.....................599
10.5. СРЕДСТВА МЕХАНИЗАЦИИ ДЛЯ СПУСКО-
ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ............................601
10.5.1. ТРУБНЫЕ МЕХАНИЧЕСКИЕ КЛЮЧИ..........601
10.5.2. ШТАНГОВЫЕ МЕХАНИЧЕСКИЕ КЛЮЧИ........611
10.6. ГРУЗОПОДЪЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ..............615
10.6.1. ВЫШКИ И МАЧТЫ.......................615
10.6.2. ТАЛЕВЫЕ СИСТЕМЫ.....................624
10.6.3. ПОДЪЕМНЫЕ ЛЕБЕДКИ...................632
10.6.4. АГРЕГАТЫ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН.639
10.6.5. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН
ПОД ДАВЛЕНИЕМ...............................659
10.6.6. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РАБОТЫ С КОЛОННАМИ
НЕПРЕРЫВНЫХ ТРУБ............................667
10.7. НАЗЕМНОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ....706
10.7.1. ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ .... 707
10.7.2. РОТОРЫ..............................716
10.8. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ
И ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ЛОВИЛЬНЫХ РАБОТ..............719
ЛИТЕРАТУРА.....................................773
791
Учебное издание
Ивановский Владимир Николаевич
Дарищев Виктор Иванович
Сабиров^агеберт Азгарович
Каштанов Валентин Сергеевич
Пекин Сергей Сергеевич
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ
НЕФТИ И ГАЗА
в 2 частях
Часть 2
Книга издана в авторской редакции
Компьютерная верстка Н. М. Маскаева
Изд. лиц. ИД №06329 от 26.11.2001.
Подписано в печать 23.01.2003. Формат 60x90/16.
Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. п. л. 49,5.
. > Тираж 1500 экз. Заказ № 13. <
• W-
...- Государственное унитарное предприятие ! ‘
Издательство «Нефть и газ»
РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина s
Тел.: 135-84-06, 930-97-11. Факс: 135-74-16
119991, Москва, ГСП-1, Ленинский просп., 65
Налоговая льгота — общероссийский классификатор продукции
> ОК-005-93, том 2: 953000
Отпечатано в типографии издательства