Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 1 - Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С.

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: 5-7246-0180-Х
Год: 2002
Похожие
Скважинные насосные установки для добычи нефти
Технология и техника добычи нефти
Нефтегазовая энциклопедия Т.3. Р-Я
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
Текст
                    РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА
им. И. М. ГУБКИНА
В. Н. Ивановский, В. И. Дарищев, А. А. Сабиров,
В. С. Каштанов, С. С. Пекин
ОБОРУДОВАНИЕ
ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
В 2 частях
Часть1
УДК 622.323: 002.5 (075.8)
И22
Рецензент:
Научно-инжиниринговый центр Нефтяной компании ЮКОС
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С.,
И22 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,
2002. - Ч. 1. - 768 с.: ил.	v
ISBN 5-7246-0180-Х
Целью настоящего издания является ознакомление инженерно-техни-
ческих работников нефтегазового комплекса с 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 призабойной 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 добыч^ыгефти, оборудования, предназна-
ченного для интенсификации добычи нефти, проведения подземных ре-
монтов, оборудования для сбора и подготовки продукции скважины.
Приведены конструкции и параметры оборудования, применяемого при
эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, для подъема жидкости
из скважин, воздействия на пласт, 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 работников1 нефтяной и газовой промышленности, сотрудников
машиностроительных организаций, студентов вузов, обучающихся по спе-
циальностям «Мишин 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.
Табл. 163, 353 ил., 42 назв. лит.
УДК 622.323: 002.5 (075.8)
ISBN 5-7246-0180-Х
© Коллектив авторов, 2002
ВВЕДЕНИЕ
В конце 1991 года, после распада СССР, Нефтяной комплекс Рос-
сии представлял собой множество разрозненных предприятий, каждое
из которых действовало исходя из собственных интересов. Главным
направлением реформы топливно-энергетического комплекса стало со-
здание вертикально-интегрированных нефтяных компаний, работаю-
щих по принципу «от скважины — до бензоколонки». Предприятия,
входящие в такую компанию, должны были составить единую техно-
логическую цепочку: одни проводят геологоразведку, другие добыва-
ют нефть, третьи ее перерабатывают, четвертые — продают. Все взаи-
мосвязаны и работают на общий результат. Одной из таких вертикаль-
но-интегрированных компаний стал ЮКОС.
Компания ЮКОС была образована в соответствии с постанов-
лением Правительства Российской Федерации № 354 от 15 апреля
1993 года.
Первоначально в нее вошли: одно нефтедобывающее предприятие —
«Юганскнефтегаз», три нефтеперерабатывающих завода — Куйбы-
шевский, Новокуйбышевский и Сызранский, а также восемь пред-
приятий нефтепродуктообеспечения, расположенных в Самарской,
Пензенской, Воронежской, Орловской, Брянской, Тамбовской, Ли-
пецкой и Ульяновской областях. Два года спустя в соответствии с по-
становлением Правительства № 864 от 1 сентября 1995 года в состав
НК ЮКОС были включены нефтедобывающее предприятие ОАО «Са-
маранефтегаз», новые предприятия по сбыту нефтепродуктов, ряд на-
учно-исследовательских и производственных организаций.
В конце 1997 года ЮКОС приобрел контрольный пакет акций Во-
сточной нефтяной компании, созданной постановлением Правитель-
ства от 20 марта 1994 года № 499. Сегодня в состав Восточной нефтя-
ной компании входят 12 предприятий, компактно расположенных в цен-
тре Сибири — на территории Томской, Новосибирской, Тюменской
областей, Красноярского края и Республики Хакасия.
Снижение мировых цен на нефть и глубокий экономический кри-
зис в России конца 1998 — начала 1999 года поставили Компанию
перед необходимостью резко повысить эффективность входящих в нее
предприятий.
3
В сентябре 1998 года ЮКОС объявил о начале масштабной реорга-
низации, которая должна сделать его одним из лидеров нефтяного
бизнеса XXI века.
План реорганизации был разработан при участии ведущих запад-
ных консалтинговых компаний. Реформы в первую очередь затронули
систему управления. Она была приведена в соответствие с мировыми
стандартами: производственные полномочия и ответственность за фи-
нансовые результаты были переданы на уровень бизнес-единиц, а цен-
тральный аппарат стал заниматься формированием стратегий разви-
тия Компании.
Функции исполнительных органов дочерних компаний ЮКОСа были
возложены на две профильные управляющие компании — ЮКОС ЭП
(Exploration & Production) и ЮКОС PM (Refining & Marketing), а фун-
кции центрального аппарата — на корпоративный центр компании
ЮКОС-Москва.
ЮКОС ЭП получил в управление все подразделения Компании,
деятельность которых связана с разведкой и добычей углеводородов.
ЮКОС РМ — все предприятия, занимающиеся переработкой, сбытом
и транспортировкой нефти и нефтепродуктов. Перераспределение
функций и полномочий позволило сократить непроизводственные
издержки и снизить стоимость сервисных услуг, что, в свою очередь,
привело к сокращению средних затрат на добычу нефти почти втрое.
В рамках реорганизации был осуществлен переход к внешнему
сервисному обслуживанию месторождений. В марте 1998 года
ЮКОС заключил стратегический альянс с сервисной компанией
Schlumberger, в рамках которого Schlumberger в течение пяти лет
оказывает ЮКОСу сервисные услуги. Была также создана незави-
симая сервисная компания на базе соответствующих подразделе-
ний НК ЮКОС — ЗАО «Сибирская сервисная компания». Это
первая отечественная вертикально-интегрированная структура, ока-
зывающая полный спектр услуг добывающим предприятиям по меж-
дународным стандартам. Консультационную, кадровую и техноло-
гическую помощь в период становления компании оказывал кон-
церн Schlumberger.
Большинство нефтеперерабатывающих заводов России создавалось
в расчете на полную самодостаточность. В их состав входили сервис-
ные подразделения, позволяющие выполнять полный набор сервис-
ных услуг: ремонтные, строительные, коммунальные, бытовые служ-
бы. В условиях рынка, усиливающейся конкуренции в нефтяной от-
расли многочисленная сервисная инфраструктура существенно сни-
жала возможности по повышению эффективности производства, сдер-
живала рост производительности труда.
4
Программа реструктуризации нефтеперерабатывающих заводов, пре-
дусматривающая выделение сервисных служб и отдельных производств
в самостоятельные предприятия, позволила в 1998—1999 годах суще-
ственно повысить эффективность деятельности нефтеперерабатываю-
щего комплекса. На базе разрозненных однопрофильных подразделе-
ний НПЗ Компания получила мощные холдинги по оказанию услуг,
способные выполнять работы капитального характера.
Имеющиеся мощности нефтеперерабатывающих заводов (более
30 млн тонн в год) полностью удовлетворяют потребности Компании в
переработке сырой нефти. Поэтому Компания не занимается экстен-
сивным наращиванием мощностей, а рассматривает в качестве своей
главной задачи повышение эффективности нефтепереработки и улуч-
шение ассортимента выпускаемой продукции, в частности, — повыше-
ние качества и экологических характеристик выпускаемых нефтепро-
дуктов. Еще в 1996 году ЮКОС стал первой в России компанией, пол-
ностью отказавшейся от выпуска этилированных бензинов, что было
по достоинству оценено потребителями. Дизельное топливо, произво-
димое НПЗ Компании, содержит не более 0,2 % серы — это один из
лучших показателей для российских нефтеперерабатывающих заводов.
Программа реорганизации сбытовой деятельности Компании, кото-
рая успешно развивается в настоящее время, включает проекты по рас-
ширению и модернизации существующей сети АЗС на территории ре-
гионов традиционного присутствия и по созданию розничной сети на
новых территориях, внедрению единой автоматизированной системы
управления по сети АЗС, созданию топливозаправочных комплексов.
Компания осуществляет широкую программу модернизации су-
ществующих АЗС и строительства станций нового поколения — с
мойкой машин, станцией техобслуживания, мини-маркетом и кафе.
Миссия ЮКОСа — стать одним из локомотивов российской эко-
номики, содействовать выходу страны из кризиса.
«Лидерство. Прогресс. Ответственность» — вот слагаемые успеха
Компании.
Деятельность ЮКОСа направлена на получение прибыли при не-
прерывном развитии и учете интересов общества и государства. ЮКОС
делает ставку на профессиональное мастерство своих сотрудников, но-
ваторство, инициативу и творческие усилия всего коллектива.
ЮКОС стремится к гармонии с окружающим миром, поэтому счи-
тает охрану окружающей природной среды неотъемлемым элементом
и главным приоритетом своей производственной деятельности.
По итогам 2000 и 2001 годов НК ЮКОС стала бесспорным лиде-
ром среди 11 ведущих нефтяных компаний России по темпам роста
объемов добычи нефти.
5
В 2001 году объем добычи нефти НК ЮКОС составил более 58 млн
тонн — на 16,9 % больше, чем в прошлом году. Объем добычи попут-
ного газа составил 1,69 млрд кубических метров.
В этот период ОАО «Юганскнефтегаз» было добыто 36,1 млн тонн
нефти, что более, чем на 6 млн тонн превышает показатели 2000 года.
Нефтедобыча ОАО «Томскнефть» выросла на 5,96 % и достигла 11,6 млн
тонн. Объемы производства ОАО «Самаранефтегаз» увеличились на
19,5 % и составили 9,48 млн тонн [1].
В 2001 году ЮКОС планировал инвестировать в разведку и добычу
углеводородов 700—750 млн. долларов и довести добычу нефти до 56,5 млн
тонн. Планы эти были выполнены — по сообщениям агентства «Рейтер»,
НК ЮКОС в 2001 году добыла 58.108 млн тонн нефти, из них отправле-
но на экспорт — 23.497 млн тонн.
НК ЮКОС сегодня добывает более 16 % всей российской нефти,
прочно занимая 2-е место среди отечественных компаний по объему
производства и первое — по темпам его роста.
Успехи в добыче нефти в 2000—2001 гг. стали возможны благодаря
применению самых передовых технологий разработки месторождений.
При этом на приросте пока еще не отразилась широкая инвестицион-
ная программа Компании — основной эффект, по словам Михаила
Ходорковского, программа должна дать в ближайшие годы.
В планах Компании в 2005 году выйти на годовой объем добычи в
75—80 млн тонн нефти.
Но рост добычи нефти в России ограничен внешними и внутрен-
ними рынками. В этой связи одной из приоритетных задач Компании
становится развитие деятельности за рубежом и сотрудничество с за-
падными компаниями.
Чувство ответственности перед ныне живущим и будущими поко-
лениями, понимание экологической безопасности как части безопас-
ности национальной, — вот те факторы, которые побуждают руковод-
ство Компании рассматривать экологическую проблематику в каче-
стве одного из главных приоритетов своей производственной деятель-
ности.
В одном из своих выступлений М. Б. Ходорковский, Председа-
тель Правления Нефтяной компании ЮКОС,сказал: «Мы не можем
себе позволить, чтобы ущерб, который наносится природе промыш-
ленными предприятиями, лег тяжким грузом на плечи тех, кто придет
на нашу планету после нас. НК ЮКОС не рассматривает природоох-
ранную и производственно-экономическую деятельность как изоли-
рованные щ щессы, так как от того, насколько ЮКОС будет забо-
титься об ох ане окружающей среды, напрямую зависят его производ-
ственные у чехи.
6
НК ЮКОС придерживается убеждения, что решение проблем ох-
раны окружающей среды должно быть в равной степени предложено
как самой промышленностью, так и государством, которые совместно
должны принимать все меры для поддержания разумного равновесия
между научно-техническим прогрессом, природными ресурсами и со-
стоянием окружающей среды».
Другими приоритетами НК ЮКОС являются совершенствова-
ние корпоративного управления, развитие и укрепление эффектив-
ности производства как основы для устойчивого роста.
В рамках решения последней задачи предстоит сделать немало:
прежде всего, нужно обеспечить минимальную себестоимость при
запланированных объемах добычи нефти, провести масштабное об-
новление технологий и оборудования на предприятиях добычи, неф-
тепереработки и сервиса, произвести пересмотр, обновление и под-
готовку новых проектных решений на современном уровне. Все это
требует постоянной заботы о подготовке и переподготовке кадров, по-
вышении их квалификации. Многие образовательные учреждения Рос-
сии готовят для НК ЮКОС дипломированных специалистов различ-
ных уровней. Одним из главных партнеров ЮКОСа в этом направле-
нии является Российский университет нефти и газа им. И. М. Губки-
на, в котором ведется работа по подготовке дипломированных инже-
неров, бакалавров и магистров по четырем десяткам основных спе-
циальностей, а также повышается квалификация специалистов в рам-
ках Учебно-исследовательского центра повышения квалификации и
Института решения проблем нефтяной и газовой промышленности.
В свою очередь НК ЮКОС является заказчиком ряда крупных науч-
но-исследовательских работ, проводимых университетом, обеспечи-
вает местами практик студентов во время их обучения, помогает разви-
тию материально-технической базы РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
Настоящая книга, которая будет полезна как студентам нефтяных
вузов, так и специалистам ТЭК страны, создана сотрудниками РГУ
нефти и газа им. И. М. Губкина при материальной и технической
поддержке ведущего предприятия НК ЮКОС — открытого акцио-
нерного общества «Юганскнефтегаз», отмечающего в 2002 году свое
двадцатипятилетие.
Вице-президент ЗАО «ЮКОС ЭП» —
Управляющий ОАО «Юганскнефтегаз»
Т. Р. Гильманов
КЛАССИФИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ,
ПРИМЕНЯЕМОГО ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Процесс эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
включает большой перечень работ, начиная от освоения эксплу-
атационных скважин, законченных бурением, и вплоть до под-
готовки, замера и выдачи продукции (нефти и газа) на транс-
портирование к потребителю [2].
К основным работам можно отнести процессы по освоению
скважин, выводу их на заданный технологический режим экс-
плуатации, отбору продукции из скважин; работы по поддержа-
нию основных параметров режима эксплуатации воздействием
на призабойную зону пласта и на весь пласт в целом; разнооб-
разные ремонтные работы на скважине и в промысловых мас-
терских; сбор продукции скважин (нефть, газ, вода); разделение
смеси на ее составляющие; доведение до товарных параметров
нефти и газа и передачу их на транспортирование. Вода должна
быть подготовлена к использованию в процессе эксплуатации
месторождения или захоронению с обеспечением условий охра-
ны окружающей среды.
При всех этих многочисленных, принципиально разных про-
цессах значительно различаются и параметры каждого из от-
дельных процессов, будь то, например, отбор продукции из сква-
жин, ремонтные работы или какая-то другая работа. На выпол-
нение некоторых из этих работ большое влияние оказывают кли-
матические условия. Для их выполнения необходимо весьма раз-
нообразное оборудование.
По технологическому назначению оборудование можно раз-
делить на 7 основных групп. В каждую из этих групп входит уни-
версальное оборудование: трубы, двигатели, оборудование ствола
скважины, переданной в эксплуатацию после бурения, и т.д.
Назначение этого оборудования при его использовании в раз-
8
ных группах различно, хотя принцип работы и основные эле-
менты его конструкции остаются неизменными. Поэтому это
оборудование выделено в отдельную группу.
Таким образом, классификация оборудования, применяемо-
го при эксплуатации месторождения, включает следующие группы
и подгруппы:
I. Универсальное оборудование, применяемое при различных
эксплуатационных работах:
1.	Оборудование ствола и устья скважины, законченной бу-
рением.
2.	Трубы.
3.	Приводы.
4.	Скважинные уплотнители (пакеры).
II. Оборудование для освоения скважин и очистки призабой-
ной зоны пласта:
1.	Насосные агрегаты для подачи жидкости в скважины в
процессе освоения.
2.	Компрессорные агрегаты для подачи газа или воздуха в
скважины в процессе освоения.
3.	Оборудование для свабирования и желонирования скважин.
4.	Оборудование для проведения операций по очистке приза-
бойной зоны пласта.
III.	Оборудование для подъема продукции пластов из скважин:
1.	Для фонтанной эксплуатации скважин.
2.	Для газлифтной эксплуатации скважин (компрессорный и
бескомпрессорный способы).
3.	Для насосной эксплуатации скважин установками бесштан-
говых насосов.
4.	Для насосной эксплуатации скважин установками штанго-
вых насосов.
5.	Для насосной эксплуатации скважин при одновременной и
раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.
IV.	Оборудование для воздействия на пласт:
1.	Для повышения пластового давления и вытеснения нефти
водой, газом и реагентами.
9
2.	Для термического, термохимического и химического воз-
действия на пласт.
3.	Для волнового и механического воздействия на коллектор
пласта.
4.	Для одновременной и раздельной обработки нескольких
пластов через одну скважину.
V.	Оборудование для ремонтных работ на скважине:
1.	Вышки и мачты.
2.	Подъемники и самоходные агрегаты.
3.	Механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг
и для прочих работ при ремонте на скважине.
4.	Инструмент.
5.	Оборудование для проведения работ с использованием ко-
лонн непрерывных наматываемых труб и штанг.
6.	Агрегаты для обслуживания и ремонта поверхностного обо-
рудования скважин.
VI	. Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа к транс-
портированию:
1.	Для сбора продукции скважин.
2.	Для подготовки нефти и газа к транспортированию.
3.	Для обработки и использования пластовых и сточных вод.
4.	Для замера дебита и основных показателей работы место-
рождения.
VI	I. Оборудование для диагностики состояния нефтегазопро-
мыслового оборудования.
РАЗДЕЛ 1.
ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
РАБОТАХ
В данном разделе рассматривается оборудование, которое
может применяться при различных способах добычи нефти и
газа, подъеме из скважин воды, ремонтных работах, при сборе
и транспортировании нефти, газа и воды. Прежде всего это
оборудование скважины, передаваемой в эксплуатацию, затем
трубы, применяемые на промысле при фонтанной, компрес-
сорной и насосной добыче, при воздействии на пласт и ремон-
те скважин, трубы для газо-, нефте- и водопроводов, проло-
женных по территории промысла, уплотнители (пакеры), уста-
навливаемые в скважине при различных способах добычи не-
фти, ремонте скважин и воздействии на пласт, и различные
приводы машин.
1.1. ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ,
ЗАКОНЧЕННОЙ БУРЕНИЕМ
Оборудование ствола скважины, законченной бурением, обус-
ловливается в основном ее конструкцией, от которой в значи-
тельной степени зависят выбор и возможность применения обо-
рудования для его эксплуатации, интенсификации добычи или
ремонта скважины.
Как известно, в понятие конструкции скважины входят, в
частности, диаметр ствола скважины, который определяется раз-
мером долота, глубина бурения, диаметры, толщина стенок и
глубина спуска секций обсадных колонн, высота поднятия це-
ментного раствора, глубины расположения зон перфорации,
инклинограмма. При многих эксплуатационных работах для
правильного оснащения скважины оборудованием и выбора наи-
11
более рационального технологического режима необходимы све-
дения об этих параметрах.
Наиболее часто при эксплуатации необходимо знать размеры
и инклинограмму эксплуатационной колонны и конструкцию
обвязки обсадных труб на устье скважины, т.е. конструкцию
колонной головки. Внутренний диаметр обсадной колонны ог-
раничивает габариты оборудования, спускаемого в скважину. А
от габаритов оборудования зависят его параметры, в частности
подача скважинного насоса и мощность привода скважинных
насосов с погружным электродвигателем. В некоторых случаях
малый диаметр эксплуатационной колонны скважины может
ограничить отбор продукции пласта через данную скважину.
Инклинограмма определяет оптимальные интервалы установки
оборудования и возможность проведения спускоподъемных опе-
раций в скважине. Сведения о колонной головке и особенно
данные о верхнем фланце определяют присоединительные раз-
меры эксплуатационного оборудования, монтируемого на устье
скважины. При некоторых работах требуются и более подроб-
ные сведения. Так, например, при термическом воздействии на
пласт часто надо знать размеры цементного кольца, качество
цементного раствора и камня [3].
В зависимости от геологических условий и условий бурения
скважина может иметь две (рис. 1.1.1, а, б), три (рис. 1.1.1, в)
или больше обсадных колонн. Соответственно изменяется и слож-
ность колонной головки (рис. 1.1.2) [4].
Колонные головки удерживают в подвешенном состоянии
колонны обсадных труб, герметизируют межтрубные простран-
ства, имеют верхний фланец для подсоединения к нему эксплу-
атационного оборудования. Внутренние колонны обычно под-
вешиваются на клиньях.
Колонная головка при эксплуатации скважины должна не
только герметизировать межтрубные пространства, но и позво-
лять замерять в них давление, отводить из них газ или заполнять
их тяжелой жидкостью при газопроявлении. Для этого в колон-
ных головках имеются отверстия, закрытые пробками. Вместо
пробок можно подсоединять трубки манометров или технологи-
ческие трубопроводы. В некоторых случаях должно быть обес-
печено передвижение колонн относительно друг друга без поте-
ри герметичности затрубного пространства (например, в случае
12
а	б	в
Рис. 1.1.2. Схема колонной головки:
1 — фланец катушки; 2— пробка;
3 — корпус головки; 4 — резиновые
кольца; 5 — пакер; 6 — клинья;
7 — патрубок; 8 — фланец;
9 — эксплуатационная колонна;
10 — фланец кондуктора
Рис. 1.1.1. Схема характерных
конструкций скважин Западной Сибири
(размеры даны в качестве примера)
подачи в скважину теплоносителя). Тогда колонная головка ос-
нащается сальником, который позволяет эксплуатационной ко-
лонне перемещаться в вертикальном направлении без наруше-
ния герметичности затрубного пространства.
13
1.2. НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБЫ
При добыче нефти трубы применяются для крепления ство-
лов скважин и для образования каналов внутри скважин, под-
вески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по
территории промысла. Типы применяемых труб весьма разно-
образны, но можно выделить четыре основные группы: буриль-
ные, обсадные, насосно-компрессорные и для нефтепромысло-
вых коммуникаций.
Первые три вида нефтепромысловых труб имеют на каждой
трубе на расстоянии 0,4...0,6 м от ее конца, свободного от муф-
ты, клейма, на которых указываются: условный диаметр (в мм)
и номер трубы, группа прочности стали, толщина стенки, месяц
и год выпуска, товарный знак завода-изготовителя.
Рядом с клеймами вдоль образующей трубы наносят устойчи-
вой светлой краской данные, повторяющие информацию клейма.
1.2.1. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ
При проведении ряда работ, связанных с восстановлением
работоспособности эксплуатационных скважин, часто исполь-
зуются бурильные трубы (БТ). Однако малые диаметры обсад-
ных колонн, в которых проводятся ремонтные и буровые рабо-
ты, накладывают ограничения в использовании разных типораз-
меров БТ. Основные показатели БТ, используемых в добыче
нефти и газа, представлены в табл. 1.2.1. Необходимо отметить,
что при проведении бурильных работ (разбуривание песчаных
пробок, фрезерование и т.д.) часто используются бурильные гео-
лого-разведочные или насосно-компрессорные трубы [5].
Таблица 1.2.1
Основные геометрические показатели бурильных труб
Показатели	Значения					
Условный диаметр, мм	60	73	89	102	114	127
Толщина стенки, мм	7,9	7, 9, 11	7,9, И	7,8,9, И	7,8,9, 10, 11	7,8,9, 10
Бурильные трубы изготавливаются из углеродистых и низко-
легированных сталей, объединенных в семь групп прочности.
Прочностные характеристики сталей представлены в табл. 1.2.2.
14
Таблица 1.2.2
Механические свойства бурильных труб
Показатели	Группы прочности стали						
	Д	К	Е	Л	М	Р	Т
Предел прочности, МПа, не менее	673	687	735	784	882	980	1078
Предел текучести, МПа, не менее	373	490	539	637	735	882	980
Относительное удлинение, %, не менее	16	12	12	12	12	12	12
Относительное сужение после разрыва, %, не менее	40	40	40	40	40	40	40
Ударная вязкость, кДж/м2, не менее	39,2	39,2	39,2	39,2	39,2	29,4	29,4
Для соединения труб между собой на высаженных концах
нарезается резьба, на которую навинчивается ниппельная или
муфтовая часть замка. Короткие трубы (6 м) предварительно
соединяются между собой соединительной муфтой. Трубы с вы-
саженными внутрь концами и высаженными наружу концами
изготовляют по ГОСТ 631. На рис. 1.2.1 ив табл. 1.2.3 приведе-
ны размеры бурильных труб с высаженными внутрь концами и
муфт к ним; на рис. 1.2.2 и в табл. 1.2.4 — размеры труб с выса-
женными наружу концами и муфт к ним.
Рис. 1.2.1. Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и муфты к ним
15
Таблица 1.2.3
Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и муфты к ним
Условный диаметр трубы, мм	Средний диаметр резьбы в основной плоскости, мм	Наружный диаметр торца, мм	Толщина стенки в гладкой части / в высаженной части, мм	Длина высадки общая, мм	Длина резьбы, мм		Муфта	
					общая	ДО основной плоскости	Диаметр, мм	Длина, мм
60	58,439	57,731	7/10 9/14	130	54	39,065	80	140
73	71,139	69,619	7/9,5 9/15 11/18	140	67	52,065	95	166
89	87,014	85,494	7/10 9/15,5 11/17,5	140	67	52,065	108	166
102	99,714	97,631	7/9,5 8/11,5 9/13,5 10/15,5	170	76	61,065	127	184
114	112,414	109,706	7/11,5 8/13,5 9/15,5 10/17,5 11/18,5	185	86	71,065	140	204
127	125,114	122,406	7/11,5 8/13,5 9/15,5 10/17,5	185	86	71,065	152	204
140	139,414	136,331	8/13 9/15 10/17 11/20	185	92	77,065	171	215
168	166,389	162,900	9/20 10/22	185	98,5	83,565	197	229
Таблица 1.2.4
2 Ивановский
Бурильные трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним
Условный диаметр трубы, мм	Средний диаметр резьбы в основной плоскости, мм	Наружный диаметр торца, мм	Толщина cieiiKH в гладкой части / в высаженной части, мм	Длина высадки общая, мм	Длина резьбы, мм		Муфта	
					общая	до основной плоскости	Диаметр, мм	Длина, мм
60	65,576	64,868	7 /10,5 9/12,5	130	54	39,065	86	140
73	79,877	78,357	7/11,5 9/13,5 11 / 15,5	140	67	52,065	105	165
89	95,244	93,Ж	7/11 9/13 11/15	140	67	52,065	118	165
102	112,414	109,706	8/ 14 9/15 10/ 16,5	170	76	61,065	140	204
114	125,114 / /Лх A//V	122,406 э"	8 /14,5 9 / 14,5 10/16,5 11 / 17,5	185	86	71,065	152	204
140	15#W	149,031	8/21,5 9 / 22,5 11/23,5	185	92	77,065	185	215
/ С
Рис. 1.2.2. Бурильные трубы с высаженными наружу концами
и муфты к ним
Примеры условных обозначений бурильных труб и муфт к
ним:
а)	труба диаметром 140 мм с высаженными внутрь концами с
толщиной стенки 9 мм, из стали группы прочности Д — Труба
140X9 Д ГОСТ 631;
б)	та же труба, но повышенной точности изготовления — Труба
П 140X9 Д ГОСТ 631;
в)	труба с высаженными наружу концами из стали группы проч-
ности Е, обычной точности изготовления — Труба Н 140 X 9 Е
ГОСТ 631;
г)	муфта к той же трубе — Муфта Н 140 X 9 Е ГОСТ 631.
Для труб и муфт с левой резьбой в условном обозначении
после слов «труба» или «муфта» ставится буква Л.
Трубы бурильные поставляются следующих длин:
а)	при условном диаметре от 60 до 102 мм — 6,8 и 11,5 м;
б)	при условном диаметре от 114 до 168 мм — 11,5 м. В партии
допускается до 25% труб длиной 8 ми до 15% — длиной 6 м.
Длина трубы определяется расстоянием между ее торцами, а при
навинченной муфте — расстоянием от свободного торца муфты
до последней риски резьбы противоположного конца трубы.
Допускается применение бурильных труб длиной 11,5 м, сва-
ренных встык по месту высадки (из двух труб) по специальным
техническим условиям.
Допускаются следующие отклонения по размерам и массе труб
и муфт:
18
а)	по наружному диаметру трубы:
при обычной точности изготовления ±1%;
при повышенной точности изготовления ±0,75%.
За высаженной наружу частью трубы на длине не более 100
мм допускается увеличение наружного диаметра трубы до 1 мм.
б)	по наружному диаметру муфты ±1%.
в)	по толщине стенки:
для труб обычной точности изготовления ±12,5%;
для труб повышенной точности ±10%.
Плюсовые отклонения по толщине стенки ограничиваются
массой труб.
г)	по диаметру цилиндрической расточки муфты ±1 мм.
д)	по наименьшему внутреннему диаметру высаженной части
труб с внутренней высадкой ±1,5 мм.
У труб с высаженными наружу концами соответствие внут-
реннего диаметра трубы номинальному проверяют на длине
400 мм от обоих концов трубы жестким двойным шаблоном дли-
ной 150 мм. Диаметры шаблонов должны быть меньше номи-
нального внутреннего диаметра трубы на 3 мм, для труб с услов-
ным диаметром 140 мм допускается уменьшение диаметра шаб-
лона до 5 мм.
е)	по длине труб: для труб длиной 6м — отклонение +0,6 м,
длиной 8м — отклонение +0,6 м, длиной Им — отклонение
+0,9 м.
В партии труб допускается до 10% труб каждой длины с от-
клонением — 0,3 м.
ж)	по длине муфты ±3 мм.
з)	по массе для отдельной трубы:
обычной точности изготовления +9%;
повышенной точности изготовления +6,5%.
Трубы могут иметь овальность и разностенность, однако раз-
меры их должны находиться в пределах допускаемых отклоне-
ний по наружному диаметру и толщине стенки.
Кривизна труб на концевых участках, равных одной трети
длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Общая кри-
визна всей трубы, т.е. стрела прогиба, замеренная на середине
трубы, должна быть не больше 1/2000 длины трубы. Кривизна
на концевых участках трубы исчисляется как частное от деления
стрелы прогиба (в мм) на расстояние от места измерения до
19
ближайшего конца трубы (в м). При измерении кривизны труб с
высаженными наружу концами длина высаженной части в рас-
чет не принимается.
На наружной и внутренней поверхностях труб и муфт не дол-
жно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин и песо-
чин. Допускаются вырубка и зачистка этих дефектов только вдоль
оси трубы при условии, что их глубина не превышает допускае-
мых отклонений по толщине стенки. Заварка, зачеканка или за-
делка дефектных мест не допускаются. Поверхность высажен-
ной части трубы и место перехода ее к телу трубы не должны
иметь резких уступов.
На внутренней поверхности высаженных наружу концов до-
пускаются отдельные пологие незаполнения металлом:
а)	для труб условным диаметром 60... 102 мм — до трех неза-
полнений глубиной до 2 мм, протяженностью до 25 мм по ок-
ружности и шириной до 15 мм;
б)	для труб условным диаметром 114... 140 мм — до трех неза-
полнений глубиной до 3 мм, протяженностью до 50 мм по ок-
ружности и шириной до 20 мм.
Трубы длиной 8 и 11,5 м поставляются без муфт, а дайной 6м —
в комплекте с навинченными вручную муфтами. По требованию
потребителя муфты должны быть закреплены на муфтонавер-
точном станке; допускается также поставка муфт без труб.
Резьба муфт должна быть оцинкована или фосфатирована.
При свинчивании труб с муфтами их резьбы должны быть по-
крыты смазкой, обеспечивающей герметичность соединения и
предохраняющей резьбу от задиров и коррозии.
Химический состав сталей, из которых изготовляют буриль-
ные трубы, в ГОСТ 631 не предусмотрен; указывается предельно
допустимое содержание вредных примесей — серы и фосфора
(не более 0,045% каждого).
Для изготовления труб кроме углеродистых сталей использу-
ют легированные: 38ХНМ, 36Г2С, 35ХГ2СВ, 35ХГ2СМ и др.
Трубы группы прочности «К» и выше изготовляются из леги-
рованных сталей с последующей термообработкой (нормализа-
ция, нормализация с отпуском) или из углеродистых сталей с
последующей закалкой и отпуском.
Муфты для труб условным диаметром 114 мм и менее постав-
ляют из стали следующей группы прочности с более высокими
20
механическими свойствами. Допускается поставка этих труб и
муфт из стали одной группы прочности. Трубы диаметром более
114 мм и муфты к ним должны поставляться одной группы проч-
ности.
Для улучшения механических свойств, уменьшения внутрен-
них напряжений трубы и муфты термически обрабатывают.
Проверке механических свойств металла должны быть под-
вергнуты образцы, вырезанные из высаженной части трубы и из
муфтовой заготовки. Образцы вырезают вдоль любого конца
трубы и муфтовой заготовки методом, не вызывающим измене-
ния структуры и механических свойств металла. Испытание на
растяжение по ГОСТ 10006 проводят, как правило, на коротких
продольных образцах; испытание на ударную вязкость выпол-
няют по ГОСТ 9454.
Кроме проверки механических свойств, для выявления внут-
ренних напряжений и пластических свойств трубы подвергают
испытанию на сплющивание. Испытание проводят по ГОСТ 8695
на кольцевых образцах шириной 60 мм, отрезаемых от обоих
концов гладкой части термически обработанной трубы.
Для соединения труб в колонну используется коническая труб-
ная резьба, выполненная в соответствии с ГОСТ 631. Геометри-
ческие характеристики резьбы представлены на рис. 1.2.3 и в
табл. 1.2.5 [5].
Рис. 1.2.3. Профиль резьбы бурильных труб
21
Таблица 1.2.5
Параметры профиля резьбы бурильных труб
Параметры резьбы	Норма
Шаг резьбы, мм	3,175
Глубина резьбы, мм	1,810
Рабочая высота профиля, мм	1,734
Радиусы закругления, мм: Г2	0,508 0,432
Зазор z, мм	0,076
Угол уклона ср	1°47'24"
Конусность 2 tg <р	1.16
Конусность резьбы, шаг резьбы, угол профиля резьбы трубы
и муфты проверяют гладкими калибрами или специальными
приборами.
1.2.2. ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ
И МУФТЫ К НИМ
Трубы с высаженными внутрь концами, выпускаемые по
ГОСТ 7909, применяются в основном при геолого-разведочном
колонковом бурении, однако, их часто применяют и при под-
земном ремонте скважин.
Размеры труб и муфт соответствуют величинам, приведен-
ным на рис. 1.2.4 и в табл. 1.2.6, 1.2.7 [5].
Рис. 1.2.4. Бурильные геолого-разведочные трубы
( с высаженными внутрь концами и муфты к ним
22
Таблица 1.2.6
Размеры труб с высаженными внутрь концами для геолого-разведочного бурения
Наружный диаметр трубы D, мм	Толщи- на стенки 5, мм	Внутренний диаметр у торца мм	Внутренний диаметр у конца высадки d2, мм	Длина до переход- ной части /1, мм	Длина переход- ной части 12, мм	Длина резьбы G, мм	Длина трубы, мм		Теоретическая масса, кг	
							номи- наль- ная	допуска- емое откло- нение	1 м гладкой трубы	увеличение массы 1 трубы за счет высадки обоих концов
42 + 0,45	5,0	25	22	100	20	50	1500 3000 4500	+100...-50	4,56	0,65
50 ± 0,45	5,5	32	28	по	25	55	1500 3000 4500		6,04	0,96
63,5 + 0,65	6,0	45	40	120	30	60	3000 4500 6000		8,51	1,57
Примечания:
I. На концах труб на длине не более 100 мм от высадки допускается уменьшение наружного диаметра не более чем на 0,5 мм.
2. Допускаемые отклонения для внутреннего диаметра высаженной части труб: +1 мм, -2 мм, причем у торца труб
минусовый допуск ограничивается размером di.
Таблица 1.2.7
Размеры муфт к трубам с высаженными внутрь концами для геолого-разведочного бурения
Наружный диаметр трубы, мм	Наружный диаметр муфты /)„, ММ	Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты dn мм	Диаметр выточки, мм		Глубина выточки /<1, мм	Ширина Iорцовой плоскости В, мм	Длина L, мм		Масса муфты, КГ
			номи- нальный	допускаемое отклонение			номи- нальная	допускаемое отклонение	
42	57	39,667	44	+0,5	3	4	130	±3	1,4
50	65	47,667	52		3	4	140		1,7
63,5	83	60.421	65		5	6	150		2,9
Внутренняя поверхность высаженной части труб и пере-
ходная часть не должны иметь резких уступов. Овальность труб
не должна выводить наружный диаметр за пределы допускае-
мых отклонений. Разностенность труб в гладкой и высаженной
(в торце) частях не должна приводить к увеличению толщины
стенки сверх допускаемых отклонений.
Резьба муфт должна быть оцинкована, чистота поверхности
резьбы должна быть не менее 5-го класса. Отклонение сооснос-
ти резьб обоих концов муфт не должно превышать 0,5 мм в
плоскости любого торца и 1,5 мм на длине 1 м.
Трубы поставляют с навинченными на один конец муфта-
ми. Трубы из стали группы прочности Д комплектуют муфтами
из стали той же группы прочности. Трубы из сталей марок
36Г2С, 40Х и ЗОХГС комплектуют муфтами из стали марки
36Г2С.
На каждой трубе на расстоянии не более 90 мм от одного из
концов должны быть поставлены четкие клейма завода-изгото-
вителя и указан размер наружного диаметра. Каждая партия труб
и муфт должна сопровождаться сертификатом.
1.2.3.	ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ
В этом разделе представлены номенклатура и размеры об-
садных труб, применяемых в процессе эксплуатации скважин
(табл. 1.2.8) [5].
Наиболее часто при добыче нефти применяют обсадные тру-
бы диаметром 146 мм с внутренним диаметром 130 мм и более
(толщина стенки до 8 мм) и 168 мм с внутренним диаметром
148 мм (толщина стенки до 10 мм). Для газовых скважин наи-
более употребимы обсадные колонны диаметром 168, 178, 219
и 273 мм.
Таблица 1.2.8
Основные показатели обсадных труб
Показатели	Значения						
Номинальный диаметр, мм Tолщина стенки, мм Группа прочности стали труб	146 6,5...10,7 д-р	168 7,3. .12,1 Д-Р	194 7,6... 15,1 Д-Р	273 7,1. .16,5 Д-Р	324 8,5...14 Д-Р	377 9...12 Д-Е	426 10...12 Д-Е
24
Обсадные трубы изготовляются по ГОСТ 632 и по ТУ 14 -3-71-72
и более поздних годов выпуска. Трубы могут быть с нормальной
и удлиненной резьбой. Конструкции труб и муфт приведены на
рис. 1.2.5.
~ Остальное (кроме резьбы)
Рис. 1.2.5. Обсадные трубы и муфты к ним
Трубы выпускаются с условными диаметрами 114, 127, 140,
146, 168, 178, 194, 219, 245, 273, 299, 324, 340, 351, 377, 407, 426
и 508 мм. Толщина стенки может меняться от 6 до 12 мм, масса
погонного метра — от 16 до 134 кг.
Трубы поставляют длиной от 9,5 до 13 м. В партии может
быть не более 20% труб длиной от 8 до 9,5 м и не более 10%
длиной от 5 до 8 м. Допускаемые отклонения изготовления:
а)	по наружному диаметру для труб и муфт, %:
	Диаметр <219 мм	Диаметр >219 мм
Точность обычная	+1	+1,25
Точность повышенная	+0,75	±1
б)	по толщине стенки — минус 12,5%; плюсовые отклоне-
ния ограничиваются допусками по наружному диаметру и мас-
се трубы;
в)	кривизна труб на концевых участках, равных одной трети
Длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м, кривизна
всей трубы, т.е. стрела прогиба к середине трубы, не должна
превышать 1/2000 длины трубы.
25
На поверхности труб и муфт допускаются вырубка и зачистка
дефектов (плен, расслоений, раковин, закатов, трещин, песо-
чин) при условии, что глубина их не превышает допускаемого
минусового отклонения по толщине стенки.
Химический состав материала труб в стандарте не оговарива-
ется, однако содержание серы и фосфора не должно быть более
0,045% каждого, а мышьяка не более 0,15%.
Механические свойства труб и муфт соответствуют данным,
приведенным в табл. 1.2.9.
Таблица 1.2.9
Механические свойства труб и муфт
Показатели	Группа прочности стали						
	С	д	К	Е	Л	М	Р
Временное сопротивление, МПа	500	500	700	750	800	900	1000
Предел текучести, МПа	200	380	500	550	650	750	950
Относительное удлинение, %	18	16	12	12	12	12	12
Примечание. Для труб диаметром свыше 245 мм муфты могут изготовлять из стали
смежной группы прочности с пониженными механическими свой-
ствами.
Трубы групп прочности К, Е, Л, М, Р подвергают термообра-
ботке.
Кроме определения механических свойств материала трубы
испытывают также на сплющивание (табл. 1.2.10).
Таблица 1.2.10
Расстояние между параллельными плоскостями
после испытания на сплющивание
Групла прочности стали	D/S	Расстояние между плоскостями
д К, Е Л	>16	0,65 D 0,70 D 0,80 В
Д К, Е Л	<16	(0,98 - 0,02 D/S) D (1,18 - 0,03 0/5) D (1,28 - 0,03 О/5) D
Профиль и размеры профиля резьбы обсадных труб долж-
ны соответствовать величинам, указанным на рис. 1.2.6 и в
табл. 1.2.11 [5, 6].
26
Таблица 1.2.11
Размеры резьбовых соединений обсадных труб по ГОСТ 632
Условный диаметр, мм	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Средний диаметр резьбы в основной плоскости, мм	Диаметр резьбы у торца трубы, мм		Общая длина резьбы, мм	Муфта	
				наружный	внутренний		Наружный диаметр, мм	Длина, мм
114	114,3	7...9	112,566	110,542	106,922	76	133	159
127	127,0	7...9	125,266	122,648	119,028	85,5	146	165
140	139,7	7...11	137,966	135,130	131,510	89	159	171
146	146,1	7...11	144,316	141,105	137,485	95	166	177
168	168,3	8...14	166,541	163,111	159,491	98,5	188	184
178	177,8	8...14	176,066	172,448	168,828	101,5	196	184
194	193,7	8.. 14	191,941	188,105	184,485	105	216	190
219	219,1	9...12	217,341	212,911	208,291	114,5	245	196
245	244,5	9...14	242,741	237,936	234,316	120,5	270	196
Конец cSaea резьбы (последняя	Линия, параляеяонал оси
• у риска на трубе)	розе би трубы
Основная пяосясст» /
Т
b
S Зианетра резьбы
*-l(Витки с паянии прриизяеф*
_________\ ЛсьрпЬйи
и среза m
HblMU
верши-
нами)_
резебы)
Рис. 1.2.6. Профиль резьбы обсадных труб по ГОСТ 632
Оси резьбовых концов муфты должны совпадать. Отклоне-
ния от соосности не должны превышать 0,75 мм в плоскости
торца и 3 мм на длине 1 м.
Резьба муфт должна оцинковываться или фосфатироваться.
Проверка резьбы осуществляется калибрами.
Обсадные трубы с высокогерметичными соединениями при-
меняются в основном для глубоких газовых скважин, а также
при аномально высоких пластовых давлениях. Выпускаются вы-
сокопрочные и высокогерметичные трубы марок ОТТМ1, ОТТП,
ТБО-4, ТБО-5.
Трубы ОТТП, ТБО-4 и ТБО-5 помимо высокой прочности
соединения при действии осевых нагрузок обеспечивают герме-
тичность при давлении газа до 50 МПа (500 кгс/см2).
В трубах ОТТП, ТБО-4 и ТБО-5 соединения идентичны и
обеспечивают полную взаимозаменяемость при использовании
этих труб. Трубы ОТТП, ТБО-4 и ТБО-5 отличаются способом
выполнения концов. Трубы ОТТП соединяются с помощью муфт,
трубы ТБО-4 (безмуфтовые) имеют высадку наружу, трубы ТБО-5
(безмуфтовые) имеют наружную высадку только с одного конца,
28
где выполняется муфтовая часть соединения, так же как для труб
ТБО-4, а другой конец полностью соответствует трубе ОТТГ1
(рис. 1.2.7 и 1.2.8).
Наружный диаметр соединений труб ТБО-4 и ТБО-5 на 9...12 мм
меньше наружного диаметра муфт обсадных труб по ГОСТ 632-64.

41____________X
Основная
Рис. 1.2.7. Соединение обсадных труб Рис. 1.2.8. Профиль резьбы ОТТП,
ОТТМ1, труб ОТТГ1	ТБО-4 и ТВО-5
При необходимости уменьшения габаритных размеров соедине-
ний труб ОТТП муфты к ним могут быть выполнены с умень-
шенным наружным диаметром.
Герметичность соединений труб ОТТП, ТБО-4 и ТБО-5 обес-
печивается коническими уплотнительными поверхностями, рас-
положенными со стороны торца трубы.
Резьбовая часть этих соединений соответствует резьбовому
соединению труб ОТТМ1. Переход с труб 0ТТМ1 на трубы того
же диаметра типа ОТТП, ТБО-4 и ТБО-5 может осуществляться
без переводников.
В соединении предусмотрен контакт по внутренним упор-
ным торцам, фиксирующий заданный натяг при закреплении
соединения. Основные размеры труб ОТТП, ТБО-4 и ТБО-5 и
их резьбовых соединений приведены в табл. 1.2.12 и 1.2.13 [5].
29
Таблица 1.2.12
Размеры труб 0ТТМ1
Условный диаметр трубы, мм	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Внутренний диаметр резьбы в основной плоскости, мм	Общая длина резьбы, мм	Длина резьбы до основной плоскости,мм
114	114,3	6 ..9	111,100	74	42
127	127,0	6...9	123,800	76	44
140	139,7	7...11	136,500	80	48
146	146,0	7...11	142,850	80	48
168	168,3	7...12	165,075	84	52
178	177,8	7...14	174,600	88	56
194	193,7	7...14	190,475	92	60
219	219,1	7...12	215,875	98	66
245	244,5	7. .14	241,275	98	66
273	273,1	7...12	269,850	98	66
299	298,5	8. 12	295,250	98	66
324	323,9	9...12	320,650	98	66
340	339,7	9 12	336,525	98	66
Натяг резьбы трубы проверяют относительно торца трубы.
Измерительная плоскость резьбового и гладкого калибров-ко-
лец должна совпадать с торцом трубы или выступать над торцом
не более чем на 2,5 мм для труб диаметром до 194 мм и не более
чем на 3,0 мм для труб диаметром свыше 194 мм.
Натяг при ручном свинчивании муфты с трубой равен 14 мм.
При докреплении машинным способом торец муфты должен
совпадать с концом сбега резьбы (последней риской на трубе)
или не доходить до конца сбега не более чем на 5 мм (1 нитка).
Разрушающая нагрузка для труб ОТТМ1 определяется как
наименьшая из подсчитанных, исходя из условий разрушения
по телу трубы в опасном сечении и условий выхода резьбы из
зацепления вследствие уменьшения поперечных размеров трубы
от удлинения при растяжении.
Разрушающую нагрузку по телу трубы в опасном сечении,
находящемся на расстоянии 14 мм от конца сбега резьбы, опре-
деляют по формуле
Рраз = 0,785 [(D - 0,22)2— (D - 2s)2] о ,	(1.2.1)
30
Таблица 1.2.13
Размеры муфт ОТТМ1
Условный диаметр трубы, мм	Наружный диаметр D, мм	Длина 1, мм	Диаметр фаски у торца муфты d„, мм	Ширина торцовой плоскости, мм	Внутренний диаметр резьбы муфты в основной плоскости г/„„, мм	Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты, мм
114	133	170	116,5	6,0	111,100	112,225
127	146	174	129,2	6,0	123,800	124,925
140	159	182	141,9	6,5	136,500	137,625
146	166	182	148,3	6,5	142,850	143,975
168	188	190	170,5	7,0	165,075	166,200
178	198	198	180,0	7,0	174,600	175,725
194	216	206	195,9	7,5	190,475	191,600
219	245	218	221,3	8,5	215,875	217,000
245	270	218	246,7	8,5	241,275	242,400
273	299	218	275,3	8,5	269,850	270,975
299	324	218	300,7	8,5	295,250	296,375
324	351	218	326,1	9,5	320,650	321,775
340	365	218	342,0	9,5	336,525	337,650
где D — номинальный наружный диаметр трубы; 5 — номи-
нальная толщина стенки; ов — наименьший предел прочности
при растяжении.
Разрушающую нагрузку при выходе резьбы из зацепления
подсчитывают по формуле
Рраз = (s - 0,5/г.) [оД + ЛЕ/ц, +
+ 2hEt / (ц, - D tg (ср - р)/2/)1,	(1.2.2)
где h — глубина резьбы; ст — наименьший предел текучести
при растяжении; dc — средний диаметр тела трубы в опасном
сечении, равный D — (s + /г(/2); А — диаметральный натяг свин-
ченного соединения (см); Е{ — модуль упрочнения, принимае-
мый равным 50 ГПа для стали группы прочности Д, 35 ГПа —
для стали группы прочности К и Е и 25 ГПа — для стали групп
прочности JI и М; h — рабочая высота профиля (см); ц, — коэф-
фициент Пуассона для пластической области, принимаемый
равным 0,5; <р — угол трения, принимаемый равным 11°; £ —
угол наклона стороны профиля, воспринимающей растягиваю-
щую нагрузку; / — длина резьбы, находящаяся в зацеплении, I =
(L — 0,014 м); L — общая длина резьбы.
Обсадные трубы вместе с цементным кольцом герметизируют
затрубное пространство скважин, разобщая пласты между собой и с
внутренней полостью обсадной колонны. Поэтому часто выполня-
ются расчеты прочности системы обсадные трубы — цементное коль-
цо — порода. Такие расчеты необходимы, в частности, при проверке
прочности и герметичности системы в случае изменения температу-
ры скважины в процессе эксплуатации (при термическом воздей-
ствии, резком охлаждении скважины и отборе горячей жидкости).
Обсадные трубы применяются иногда вместо НКТ, когда про-
ходные сечения последних недостаточны, например при отборе
5000...7000 м3/сут воды из скважин большого диаметра. Недостат-
ком труб при таком применении является неприспособленность
их резьб к периодическим разъединениям и соединениям. Расчет
обсадных труб в этом случае выполняется так же, как и НКТ.
Бурильные трубы также иногда применяются для этой цели.
По сравнению с обсадными они более металлоемкие, но зато
имеют резьбы, приспособленные для периодических свинчива-
ний и развинчиваний.
32
1.2.4. НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ
Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колон-
ны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ могут служить в ос-
новном для следующих целей:
—	подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости,
смеси жидкости и газа или одного газа;
—	подачи в скважину жидкости или газа (осуществления тех-
нологических процессов, интенсификации добычи или подзем-
ного ремонта);
—	подвески в скважине оборудования;
—	проведения в скважине ремонтных, в том числе буриль-
ных, работ.
Примеры условных обозначений насосно-компрессорных труб
приведены ниже:
трубы из стали группы прочности Е с условным диаметром
60 мм, толщиной стенки 5 мм:
—	60х5-Е ГОСТ 633-80 — для гладких труб;
—	В-60х5 ГОСТ 633-80 — для труб с высаженными наружу
концами;
—	НКМ-60х5 ГОСТ 633-80 — для высокогерметичных труб;
—	НКБ-60х5 ГОСТ 633-80 — для высокогерметичных без-
муфтовых труб [5, 6].
Насосно-компрессорные трубы в нашей стране изготавли-
ваются согласно ГОСТ 633, предусматривающему изготовле-
ние гладких труб и муфт к ним, труб с высаженными наружу
концами (В) и муфт к ним, гладких высокогерметичных труб
(НКМ) и муфт к ним, а также безмуфтовых труб (НКБ) с выса-
женными наружу концами (рис. 1.2.9). Гладкие трубы проще в
изготовлении, но их концы ослаблены нарезанной на них резь-
бой. Трубы с высаженными наружу концами имеют одинако-
вую прочность по основному телу и у резьбы. Эти трубы назы-
ваются равнопрочными. Внешний диаметр их муфты больше,
чем у труб с гладкими концами (табл. 1.2.14). У НКТ гладких и
с высаженными концами резьба (рис. 1.2.10) имеет конусность
1:16, закругленная, с углом профиля 60°. У труб НКМ и НКБ
резьба также коническая, но с трапецеидальным профилем.
Резьбовая часть труб с НКМ и НКБ имеет конический гладкий
конец, входящий в конус муфтовой части резьбового соедине-
3 Ивановский
33
Рис, 1.2.9. Соединение насосно-
компрессорных безмуфтовых труб НКБ1
ния и создающий допол-
нительное уплотнение со-
единения (рис. 1.2.11 и
1.2.12).
По массе труб допуска-
ется отклонение от +6,5 до
-3,5% для исполнения труб
А (более точное исполне-
ние) и от +8 до -6% для
исполнения труб Б (менее
точное исполнение).
Внутренний диаметр
НКТ проверяется шабло-
ном длиной 1250 мм с на-
ружным диаметром на
2...2,9 мм меньше номи-
нального внутреннего диа-
метра трубы (меньшее от-
клонение для труб неболь-
шого диаметра). На толщи-
ну стенки установлен ми-
нусовый допуск в 12,5% от
толщины.
Трубы изготовляются из сталей следующих групп прочности:
Д, К, Е, Л, М, Р. Кроме того, НКТ могут изготавливаться из
алюминиевого сплава марки Д16Т. Этот сплав имеет предел те-
кучести около 300 МПа, предел выносливости 110 МПа. Отно-
сительная плотность сплава 2,72. Трубы, изготовленные из алюми-
ниевого сплава, имеют значительно меньшую массу, чем сталь-
ные, а прочность их снижается меньше (в 1,25 раз по отноше-
нию к группе прочности стали Д, в 1,67 раз — к К и в 1,83 раза —
к Е). Таким образом, колонны труб из алюминиевого сплава
можно спускать глубже, или они будут иметь большой запас
прочности при глубине спуска, одинаковой с глубиной спуска
стальных труб.
Трубы из сплава Д16Т обладают и большей коррозионной
стойкостью в сероводородсодержащих средах. Особенно повы-
шаются их коррозионная стойкость и износостойкость при тол-
стослойном анодировании.
34
Таблица 1.2.14
Насосно-компрессорные трубы по ГОСТ 633
Условный диаметр трубы, мм	Наружный диаметр, мм			Толщина стенки трубы, мм	Внутренний диаметр трубы, мм	Масса (теоретическая) трубы с муфтой, кг/м	
	гладкой части трубы	муфты					
		гладких труб	труб типа В			гладких труб	труб типа В
27	26,7		42,2	3,0	20,7		1,85
33	33,4	42,2	48,3	3,5	26,4	2,65	2,66
42	42,2	52,2	55,9	3,5	35,2	3,38	3,46
48	48,3	55,9	63,5	4,0	40,3	4,46	4,54
60	60,3	73,0	77,8	5,0	50,3	7,01	7,12
73	73,0	88,9	93,2	5,5	62,0	9,50	9,55
73	73,0	88,9	93,2	7,0	59,0	11,70	11,87
89	88,9	108,0	114,3	6,5	75,9	13,68	13,72
89	88,9	-	114,3	8,0	79,0	-	16,69
102	101,6	120,6	127,0	6,5	88,6	15,80	16,05
114	114,3	132,1	141,3	7,0	100,3	19,13	19,49
Примечание. Длина труб первой группы — 10 м; второй группы — 5,5...8,5 м.
Рис. 1.2.10. Резьбовая часть НКТ с треугольной резьбой
Размеры и масса труб НКБ1 приведены в табл. 1.2.15.
Рис. 1.2.12. Соединение насосно-
компрессорных муфтовых труб НКМ
Рис. 1.2.11. Профиль резьбы труб
НКБ1 и НКМ
36
Таблица 1.2.15
Размеры и масса безмуфтовых труб НКБ1
Условный диаметр трубы, мм	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Внутренний диаметр, мм	Масса 1 м гладкой трубы, кг	Увеличение массы одной трубы за счет высадки концов, кг	Диаметр высаженной части, мм	Длина высадки, мм
60	60,3	5,0	50,3	6,84	1,8	71	120
73	73,0	5,5	62,0	9,16	2,2	84	125
73	73,0	7,0	59,0	11,39	2,6	86	
89	88,9	6,5	759	13,22	3,2	102	125
89	88,9	8,0	72,9	15,98	3,7	104	
102	101,6	6,5	88,6	15,22	4,0	116	125
114	114,3	7,0	100,3	18,47	4,8	130	125
Муфтовое соединение гладких труб НКМ обеспечивает герме-
тичность соединений при давлении газа до 50 МПа (500 кгс/см2).
Прочность соединений составляет 85...90% прочности по телу
трубы, что на 25...35% превышает прочность соединений глад-
ких насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 [5, 6].
Конструкция конических уплотнительных поверхностей и про-
филь резьбы аналогичны применяемым в соединениях труб НКБ1.
При докреплении соединений происходит контакт по внут-
ренним упорным торцам.
Страгивающую нагрузку для труб типа НКМ определяют по
телу трубы в опасном сечении, находящемся на расстоянии 12 мм
от конца сбега резьбы, по формуле, аналогичной формуле (1.2.2)
для обсадных труб типа ОТТМ1.
Наличие у колонн НКТ резьбовых соединений через каждые
8...10 м резко увеличивает трудоемкость работ на скважине при
спуске и подъеме колонн труб.
В настоящее время на многих нефтяных и газовых промыс-
лах России находят широкое применение зарубежные насосно-
компрессорные трубы. Эти трубы чаще всего выполнены по стан-
дарту API (Американского нефтяного института), Spec 5В,
Spec5BC, Spec5BX [6].
Эти насосно-компрессорные трубы имеют наружный диаметр
от 26,7 до 114,3 мм с высаженными концами, без высадки или с
раструбом на муфтовом конце трубы. Для соединений насосно-
компрессорных труб, наряду с обычной резьбой с конусностью
1:16, углом профиля 60° и шагом 3,175 или 2,54 мм, используют
специальные трапецеидальные или упорные резьбы. С целью
повышения герметичности применяют соединения с дополни-
тельными уплотнительными поверхностями, а также с уплотни-
тельными кольцами из тефлона (фторопласта). Для предохране-
ния труб от коррозии некоторые фирмы применяют покрытие
внутренней поверхности труб пластмассами.
Насосно-компрессорные трубы изготовляют бесшовными из
сталей группы прочности Н-40, J-55 (соответствует группе проч-
ности Д по ГОСТ 633) и N-80 по стандарту АНИ (специфика-
ция 5В), из стали группы прочности Р-105 по спецификации
5ВХ АНИ и из стали группы прочности С-75 (соответствует груп-
пам прочности стали К и Е) для скважин с сернистой средой по
спецификации 5ВС АНИ.
38
Химический состав сталей группы прочности Н-40, J-55, N-80
(аналог группы прочности стали Е) и Р-105 (группа прочности
]\4) в стандартах не указывается. Типичные химические составы
приведены в табл. 1.2.16. В табл. 1.2.17 даны механические свой-
ства материалов для насосно-компрессорных труб по API Spec
5В, Spec 5ВС, Spec 5ВХ.
Таблица 1.2.16
Химический состав сталей
Группа прочности стали	Термическая обработка	Содержание углерода, %	Содержание марганца, %	Другие компоненты, %
Н-40 J-55	-	0,27...0,37 0,37...0,47	0,70...1,00 0,80... 1,00	-
N-80	Нормализация	0,38...0,48	1,40...1,70	Мо-0,15
Р-105	Нормализация	0,37...0,45	0,60...0,80	Сг-0.80
	и отпуск	0,20...0,27 0,38...0,45	2,25...2,75 1,40...1,70	Ni- 1,30 Мо - 0,25 Мо-0,15 V - 0,08 Мо-0,15 Сг - 0,9
Таблица 1.2.17
Механические характеристики материалов
для НКТ по API Spec 5В, 5ВС, 5ВХ
Группа прочности стали	Предел прочности при растяжении, МПа, не менее	Предел текучести при растяжении, МПа, не менее	Наименьшее удлинение при разрыве, %
Н-40	420	280	29,5
J-55	520	380	24,0
С-75	660	520	19,5
N-80	700	560	18,5
Р-105	840	730	16,0
39
Конструкции резьбовых и иных уплотнительных элементов
некоторых типов НКТ зарубежного производства изображены
на рис. 1.2.13—1.2.15 [5, 6].
В последние годы получи-
Рис. 1.2.13. Соединения насосно-
компрессорных труб фирмы «Хандрил»:
а — соединение FJ и А-95;
б — соединение CS и РН-6
ли применение так называе-
мые непрерывные наматыва-
емые (безмуфтовые или гиб-
кие) трубы длиной до 2500 м,
а в некоторых случаях — до
5500 м. Эти трубы выпускают-
ся с прокатного стана полной
строительной длины (или от-
дельными бухтами длиной от
300 до 650 м, которые соеди-
няются между собой с помо-
щью стыковой сварки) без
промежуточных резьбовых со-
единений и сматываются в
бухту. Они спускаются в сква-
жину со специального агрега-
та, обычно смонтированного
на большегрузной автомашине.
Рис. 1.2.14. Соединение насосно-компрессорных труб VAM
фирмы «Валурек»
-150
1 m‘j

u р~~"	'[J
Рис, 1.2.15. Насосно-компрессорные трубы с приваренными замками,
используемые в качестве бурильных труб малого диаметра (по стандартам АНИ):
1 — сварной шов, 2 — уплотнительное кольцо
40
За счет сил трения в протяжном устройстве агрегата колон-
на непрерывных труб удерживается в скважине в подвешенном
состоянии [7].
Через такую колонну труб можно подавать жидкость в сква-
жину для промывки песчаных пробок, спускать оборудование
для ремонтных и эксплуатационных работ. Естественно, что при
таких непрерывных гибких трубах резко сокращается время спус-
ка и подъема колонн, ликвидируются трудоемкие работы по свин-
чиванию и развинчиванию резьбовых соединений.
К недостаткам относится громоздкость оборудования для спус-
ка и подъема труб, так как радиус изгиба труб на барабане жела-
тельно иметь больший для меньшей остаточной деформации труб.
Однако работы, проведенные В. Н. Ивановским [2], показали
возможность достаточного числа циклов пластической дефор-
мации гибких труб без нарушения их работоспособности. В этом
случае диаметр барабана агрегата можно сократить до 2...1,8 м.
Остальные технологические трудности решаются в процессе прак-
тического применения гибких труб.
Достаточно широко на нефтяных промыслах применялись НКТ,
внутренняя поверхность которых покрыта стеклом, эпоксидными
смолами. Менее распространены эмалированные трубы. Такие по-
крытия применяются для защиты от отложения парафина на трубах
и защиты от коррозии внутренней поверхности труб. Кроме того,
они снижают на 20...30% гидравлические сопротивления потоку.
Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и дос-
таточно прочно при небольших деформациях труб. На поверх-
ности стекла не откладывается парафин. Однако покрытие стек-
лом имеет ряд недостатков. Один из них — образование микро-
трещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образу-
ются очаги коррозии металла и местного отложения парафина у
трещин. В настоящее время отрабатывается технология покры-
тия, уменьшающая трещинообразование. Второй недостаток —
разрушение стекла при деформации труб. Причиной этого слу-
жат различные модули упругости металла (0,21 -106 МПа) и стек-
ла (0,057-106 МПа). Вследствие этого при растяжении металла
труб тонкому слою стекла передаются большие усилия, наруша-
ющие его целостность. Это сказывается при больших глубинах
подвески труб и их транспортировке, когда трубы не предохра-
нены от изгиба.
41
Чтобы в стекле не возникали напряжения выше допустимого,
необходимо соблюдать следующее условие:
Р< (о In) (F + F • Е /Е ),	(1.2.3)
' в ст' ' 4 ст тр тр' ст' ’	х 7
где Р — допустимая нагрузка на трубы, определенная по ус-
ловию сохранения прочности стекла; о,ст — предел прочности
стекла; п — запас прочности (принимаем равным 1,3...1,5); Fct,
F — площади диаметрального сечения слоя стекла и труб, со-
ответственно; £т, £тр — соответственно модули упругости стекла
и материала труб.
Расчеты показывают, что при наиболее прочных марках стекла
допустимые нагрузки на трубы 73x5,5 мм равны примерно 200 кН
Это означает, что длина колонны остеклованных труб ограни-
чивается прочностью стеклянного покрытия. При спуске на НКТ
скважинного центробежного насоса эта длина не должна превы-
шать 1500... 1700 м (при запасе прочности 1,3... 1,5).
Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защи-
щает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее
стекла, и при деформации труб смола не растрескивается Но
она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно
применять смолы, обычно невысокая — не более 60...80 °C.
В последние годы расширяется применение эмалированных
труб. Они обладают наиболее прочным покрытием (значительно
прочнее стекла), высокой температуростойкостью, морозоустой-
чивостью и гладкой поверхностью, на которой парафин не от-
кладывается. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы по-
крываются несколькими слоями эмали. Технология нанесения
эмали значительно сложнее технологии покрытия стеклом и
эпоксидной смолой.
Покрытие труб эмалями, стеклом и эпоксидной смолой рас-
сматривается как эффективное средство борьбы с отложением
парафина. Конкретный вид покрытия необходимо выбирать в
зависимости от условий эксплуатации.
Общий недостаток покрытий в том, что внутренняя повер-
хность муфтового соединения труб остается незащищенной.
В этом месте можно устанавливать эластичные проставки, пе-
рекрывающие незащищенное место, или протекторные коль-
ца, потенциал материала которых таков, что кольца корро-
42
дируют сами, защищая от коррозии близко расположенные уча-
стки трубы. Однако применение таких мер создает дополни-
тельные трудности.
1 2 5 РАСЧЕТ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Расчеты НКТ можно разделить на технологические и проч-
ностные. К технологическим можно отнести расчеты гидравли-
ческого сопротивления потоку, движущемуся по трубам, опре-
деление работы газа по подъему жидкости в колонне труб, про-
верку удлинения труб. Эти расчеты даются в соответствующих
разделах настоящей книги
Расчеты на прочность определяют допустимость использова-
ния данных труб по следующим параметрам: нагрузке, вызыва-
ющей страгивание резьбового соединения; эквивалентному на-
пряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом
давления среды и осевой нагрузки; циклической переменной
нагрузке; усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы. Не-
обходимость учитывать все или часть этих факторов при расчете
НКТ определяется условиями их работы. Насосно-компрессор-
ные трубы могут растягиваться под действием веса колонны труб,
присоединенного оборудования, давления откачиваемой жидко-
сти. При подаче к забою жидкости в верхней части колонны
могут возникать напряжения от избыточного внутреннего дав-
ления, при опоре колонны НКТ в скважине на якорь может
возникать продольный изгиб.
Рассмотрим общие положения прочностного расчета НКТ.
Определение нагрузок, действующих на трубы при различных
случаях их использования, рассмотрим в соответствующих раз-
делах. Прежде всего, рассмотрим расчет нагрузки, вызывающей
страгивание резьбового соединения.
Под страгиванием резьбового соединения понимают на-
чало разъединения резьбы трубы и муфты, когда при осевой
нагрузке напряжение в трубе достигает предела текучести
материала, затем труба несколько сжимается, муфта расши-
ряется и резьбовая часть трубы выходит из муфты со смяты-
ми и срезанными верхушками витков резьбы, но без разрыва
тРУбы в ее поперечном сечении и без среза резьбы у ее осно-
вания.
43
Выражение для определения осевой нагрузки на НКТ, вы-
зывающей страгивание резьбы, нашел Ф.И. Яковлев. Он рас-
смотрел взаимное действие на резьбовое соединение осевой
нагрузки Р и радиальных сил, возникающих в резьбе за счет
наклона граней резьбы и сил трения (рис. 1.2.16). Рассматри-
Рис. 1.2.16. Схема сил,
действующих на виток резьбы
вая нефтепромысловые тру-
бы, Ф.И. Яковлев считал их
тонкостенными. У НКТ отно-
шение их внутреннего диамет-
ра к толщине стенки равно у
основного тела трубы 10... 14,
а у резьбы — 15...20. Таким об-
разом, участок трубы у резь-
бы можно рассматривать как
тонкостенный (условная гра-
ница между тонко— и толсто-
стенными трубами принимает-
ся обычно при упомянутом от-
ношении, равном 18...20) [8].
Учитывая, что осевое уси-
лие становится страгивающей
нагрузкой при достижении на-
пряжения предела текучести,
Ф.И. Яковлев получил следую-
щее выражение:
ЛРСр6Яг
1 + (£’cp/2/)Ctg(a + (P) ’
(1.2.4)
где Dcp— средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основ-
ной плоскости, D = Dbh+b; DBH, в — внутренний диаметр трубы
и толщина тела трубы под резьбой (см. рис. 1.2.10); стт — предел
текучести для материала труб; I — длина резьбы (см. рис. 1.2.10);
a — угол профиля резьбы; <р — угол трения.
П.П. Шумилов уточнил формулу Ф.И. Яковлева. Он ввел
коэффициент, учитывающий влияние основного тела трубы,
более жесткого, чем ослабленная резьбовая часть:
44
Г| = в / (S + в),
где S — номинальная толщина трубы. Тогда
лОгпвстт
1 + n(Dcp/2Z)ctg(a + (p) ’	(1.2.5)
В НКТ a = 60°. Угол трения для стальных труб рекомендуется
принимать равным примерно 9°.
Встречаются случаи, когда в опасном сечении трубы действу-
ют внутреннее избыточное давление жидкости и осевые усилия.
Тогда недостаточно проверить трубы только на страгивание резь-
бы. Необходимо также проверить трубы на совместное действие
давления и осевого усилия.
Расчет равнопрочных НКТ ведется на напряжения, возника-
ющие в стенке гладкой части трубы от внешних нагрузок.
Расчет НКТ на прочность под действием давления среды (дав-
ления отбираемой жидкости, газа или смеси) без учета осевых
сил ведется по известным зависимостям с определением эквива-
лентного напряжения по четвертой теории прочности. На прак-
тике обычно избыточное давление действует внутри труб. Коэф-
фициент запаса принимают в этом случае равным 1,3.
В этом случае определяют эквивалентное напряжение по чет-
вертой теории прочности, а по нему и по напряжению текучести
материала находят запас прочности.
В некоторых случаях на НКТ действуют циклические нагруз-
ки. При этом трубы проверяются на страгивающую нагрузку и
усталость. Для этого определяют наибольшую и наименьшую
нагрузки на трубы. Эти нагрузки позволяют найти наибольшее,
наименьшее и среднее напряжения, а по ним — амплитуду на-
пряжений симметричного цикла (<та).
Зная предел выносливости материала труб при симметрич-
ном цикле (о ,), можно определить запас прочности. Влияние
циклических нагрузок на прочность материала и деталей под-
робно рассматривается в курсах сопротивления материалов и
Деталей машин.
Запас прочности трубы определяется по формуле
п = о, / [£, о +	<д],	(1.2.6)
45
гдео _ предел выносливости мате риала лрг'б при симмет-
ричном цикле растяжения-сжатия; к° - коэ-чфОэии-иент, учитыва-
ющий концентрацию напряжений, масштобЕГЫш фактор и со-
стояние поверхности детали; V,- коэффии; ис нт, учитывающий
свойства материала и характер нагружения: де-та.т и.
Предел выносливости для стали группы: ггточности Д равен
31 МПа при испытании в атмосфере и 1&	— в морской
воле Коэффициент ш = 0,07...0,09 для маыерз» гя аалов с пределом
прочности о = 370...550 МПа и ys = 0,11.. * -0, 14 — для материа-
лов с о = 650...750 МПа.
Во всех указанных расчетах НКТ запасах прочности обычно
принимается равным 1,3...1,5.
Продольный изгиб труб может возникаль в частности, при
опоре низа труб на забой или на якорь и: в пгежкоторых других
случаях.
При проверке труб на продольный изпг £5 о-птр еделяют крити-
ческую сжимающую нагрузку, возможность зависания труб в
скважине и прочность изогнутого участка труб ьг .
Критическую сжимающую нагрузку, п|л»и гксэгорой в момент
установки механического пакера колонна под.Еергается продоль-
ному изгибу, определяют из зависимости
/>кр = 3,5^EJk2q2 ,	(1-2.7)
где 3 5 _ коэффициент, учитывающий заш е меление колонны
труб в пакере; J - момент инерции поперек -ля о г о сечения трубы,
J =«/64(d;-D‘).	(1.2.8)
А, - коэффициент, учитывающий уменьиыеы: яе ~веса труб в жид-
q _ вес 1 м длины труб в воздухе; Е - ыо/туль упругости, Е =
= 2,1-105 МПа.
При колонне НКТ, состоящей из секций: ра злкчных диаметров,
в расчет принимаются диаметральные разг^лср^в! нижней секции.
46
Запас устойчивости для предотвращения изгиба принимают
равным 3...4 [8].
При изгибе труб на большой длине возможно зависание изог-
нутых труб НКТ за счет трения их об обсадную колонну. При
этом на пакер передается не весь вес изогнутой колонны. В этом
случае если на верхнем конце колонны неограниченно увеличи-
вать сжимающее усилие, то нагрузка на забое не превысит вели-
чины
Р, = \lq^	(1.2.10)
’со	’°0
gliK, = 1/а[(е2а + 1)/(е2а -1)]; а = 0,5 l^frkq/EJ
где, а — параметр зависания; f — коэффициент трения НКТ
об обсадную колонну при незапарафированной колонне (для рас-
четов можно принимать f = 0,2); г — радиальный зазор между
НКТ и обсадной колонной; / — длина колонны, для скважин в
пределе / = Н.
Если увеличивать длину колонны, то а -> 8,	—> 1/а
(рис. 1.2.17) и получаем предельную нагрузку на забой:
Лтах = Zyl^qEJ/ fr ,
(1.2.11)
При свободном верхнем конце колонны НКТ (/ = //) нагрузка
на забой:
Р|0 = ад10,	(1.2.12)
где gli0 = 1/а[(е2а -1)/(е2а +1)] .
Условие прочности для изогну-
того участка колонны НКТ запи-
сывается в виде:
Р^Ш^+г/2^) = ^/п, (1.2.13)
где Fo — площадь опасного се-
чения труб, м2; Wo — осевой мо-
мент сопротивления опасного се-
Рис. 1.2.17. Зависимость нагрузки,
передаваемой колонной на забой,
от параметра зависания:
47
чения труб, м3; Р — осевое усилие, действующее на изогнутый
участок труб, МН; о — предел текучести материала труб, МПа;
п — запас прочности, принимаемый равным 1,35.
1 2 6 ТРУБЫ ДЛЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ
КОММУНИКАЦИЙ
Трубопроводы промысловых коммуникаций выполняются
обычно из труб общего сортамента. Это трубы по ГОСТ 3262
(газопроводные) и ГОСТ 8732 (горячекатаные). Они поставля-
ются, как правило, без резьб. Длина их доходит до 12 м. Сорта-
мент этих труб по диаметру весьма разнообразен. По ГОСТ 3262
трубы поставляются по диаметру условного прохода от 6 до 150 мм.
Они делятся на легкие, средние и усиленные в зависимости от
испытательного давления, которое не превышает 3,2 МПа. Тру-
бы по ГОСТ 8732 поставляются по наружному диаметру от 25 до
450 мм с толщиной стенок у самых меньших от 2,5 до 8 мм и у
самых больших от 16 до 20 мм. Марки стали, из которых изго-
товляются эти трубы, приведены в табл. 1.2.18.
Таблица 1.2.18
Материалы для изготовления промысловых трубопроводов
Сталь марки	Предел текучести, МПа, не менее
Сталь 10	207
Сталь 20	246
Сталь 35	295
10Г2	265
15ХМ	226
3OXMA	393
12XH2A	393
Промысловые трубопроводы проверяются на прочность и
гидравлическое сопротивление. При проверке прочности расчет
ведется на допускаемое давление. При расчете гидравлических
сопротивлений необходимо учитывать, что большинство спра-
вочных таблиц составлено по условию перекачки воды, а в про-
мысловой практике по трубопроводу перекачиваются вязкие
жидкости и смеси.
48
Трубопроводы проектируются и изготовляются в соответствии
с правилами, установленными Госгортехнадзором. Исключение
составляют трубопроводы для пара, эксплуатируемые с абсолют-
ным давлением до 0,2 МПа, для воды с температурой до 120 °C,
временно устанавливаемые трубопроводы со сроком действия
до 1 года и некоторые другие. Трубы этих трубопроводов должны
выдерживать давление испытания, определенное по формуле
/; = 2 5|а]/4.	(1.2.14)
где S — толщина стенки трубы (за вычетом допуска); [о] —
допускаемое напряжение, равное 40% предела текучести; dm —
внутренний диаметр трубы.
Проектируя трубопровод по действующим правилам Госгор-
технадзора, необходимо установить, распространяются ли на
данный трубопровод правила проектирования Госгортехнадзора
и к какой категории относится трубопровод.
1.3.	СКВАЖИННЫЕ УПЛОТНИТЕЛИ - ПАКЕРЫ
1 3.1. КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ ПАКЕРОВ
Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по
вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной ко-
лонны. Они предназначены для работы в скважине без профи-
лактического осмотра или ремонта в течение нескольких часов
(например, при гидроразрыве пласта), нескольких месяцев (при
закачке теплоносителей) или нескольких лет (например, пакеры
для различных способов добычи нефти). Скважинные уплотни-
тели — пакеры — устанавливаются при эксплуатации в обса-
женной части, а при бурении, как правило, — в необсаженной
части скважины. В настоящей книге рассматриваются пакеры,
которые используются при эксплуатации нефтяных и газовых
скважин.
Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в
интервале от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при
эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100 °C, а при
4 Ивановский
49
тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях
300...400 °C. Окружающая среда, в которой работает пакер, обыч-
но вызывает коррозию металла, а содержание в ней нефти и газа
требует тщательного подбора материала уплотняющих элемен-
тов. Кроме того, осложняющими факторами для пакеров, ис-
пользуемых для добычи нефти и газа, являются отложения со-
лей, гидратов, смол, а также высокое содержание механических
примесей в пластовой жидкости [8].
Функциональное назначение пакера и его элементов: ра-
зобщение или герметизация ствола скважины; восприятие осе-
вых усилий при установке и действии перепада давления. Для
обеспечения этих функций конструкция должна обеспечивать
управление элементами пакера при его спуске в скважину и
установке или демонтаже пакера; выполнение некоторых тех-
нологических функций (например, исключение в определен-
ных случаях возможности притока жидкости из-под пакера в
так называемом пакере с клапаном-отсекателем). Все это обус-
ловливает его структурную схему, которая включает следую-
щие элементы: уплотняющие элементы, опору пакера, систему
управления пакером, технологические устройства (рис. 1.3.1).
Рис. 1.3.1. Схемы пакеров различных конструкций:
а — с уплотнительным элементом, расширяющимся при действии осевой
нагрузки, с шлипсовой опорой на обсадную колонну, б — самоуплотняю-
щийся пакер (опора не показана); 1 — прорезь втулки, 2 — штифт; 3 —
втулка, 4 — пружина (фонарь), 5 — ток пакера; 6, 7 — уплотняющие
элементы, 8 — конус, 9 — шлипсовый захват
50
В зависимости от назначения и условий эксплуатации конст-
руктивное исполнение элементов меняется. Рассмотрим несколь-
ко подробней основные элементы пакеров.
Уплотнительные элементы
Различные исполнения этих элементов представлены на рис. 1.3.2.
Конструкция пакера может содержать один или несколько уплотня-
ющих элементов. В зависимости от конструктивного исполнения
уплотняющие элементы пакеров делятся на следующие группы:
1.	Элементы, деформируемые за счет воздействия осевой на-
грузки (см. рис. 1.3.2, а, &, 1.3.1, а). Материалом для таких уп-
лотнений могут служить резина (см. рис. 1.3.2, а), прорезинен-
ная и пропитанная графитом асбестовая ткань (см. рис. 1.3.2, б)
и для высоких температур — свинец.
Осевая нагрузка может создаваться весом колонны труб или
усилием, развиваемым поршнем под действием перепада давле-
ния среды.
2.	Элементы,
расширяющиеся
при создании в их
внутренней поло-
сти избыточного
давления (см.
рис. 1.3.2, б). Ос-
новным материа-
лом для таких уп-
лотнений служит
резина.
3.	Самоуплот-
няющиеся эле-
менты (см. рис. Рис. 1-3.2. Схемы уплотняющих элементов пакеров
1.3.2, г; 1.3.1, б).
Основным материалом для таких уплотнений служит резина.
Уплотняющие элементы первых двух типов (см. рис. 1.3.2, а, б)
могут быть прижаты к обсадной колонне с необходимой силой
при достаточном весе НКТ. При этом нижняя часть колонны
труб будет подвергаться продольному изгибу.
Элементы последних двух типов (см. рис. 1.3.2, в, г) не требу-
ют передачи веса НКТ обсадной колонне для их уплотнения,
51
что является их преимуществом. Для срабатывания этих видов
уплотнений необходимо создание избыточного давления внутри
НКТ (см. рис. 1.3.2, в) или внутри обсадной колонны. При по-
даче жидкости возникает перепад давления у уплотняющего эле-
мента, и он деформируется. В некоторых конструкциях пакера
уплотняющий элемент фиксируется в этом положении. Конст-
рукция такого пакера несколько сложнее, чем у других типов
пакеров.
Самоуплотняющийся элемент — манжета (см. рис. 1.3.2, г)
спускается в обсадные трубы, прижимаясь к ним с некоторым
натягом. Поэтому резина должна быть износоустойчивой, и ман-
жета обычно не может использоваться несколько раз.
Во всех других уплотняющих элементах между опорой элемен-
та и обсадной колонной имеется зазор. Диаметральный зазор между
уплотнениями пакера и обсадной колонной равен 10...20 мм. Уп-
лотняющий элемент залавливается в зазор под действием перепа-
да давления. Это может вызвать заклинивание пакера при его
подъеме. Поэтому зазор стараются сделать малым, а под первым
уплотнителем обычно располагается второй элемент 6 (см. рис.
1.3.1), перекрывающий зазор, заполненный жидкостью.
Это препятствует затеканию в зазор материала первого уп-
лотнения. Иногда опора основного уплотнения выполняется в
виде набора косых шайб, распрямляемых, когда на них нажима-
ет уплотнение, и перекрывающих таким образом зазор.
Самоуплотняющийся элемент (см. рис. 1.3.2, г) спускают в
скважину с натягом. Он также выполнен из резины, упрочнен-
ной кордом.
Уплотнительные элементы применяются в пакерах:
1)	при добыче нефти и газа в случае;
а)	потребности создания в скважине двух и более изолиро-
ванных каналов (например, НКТ и уплотненное снизу
пространство между НКТ и обсадными трубами при
раздельной эксплуатации нескольких пластов или при
закачке в пласт технологических жидкостей);
б)	беструбной эксплуатации скважины (при подъеме жид-
кости по обсадной колонне, в нижней части которой
установлено уплотнение);
в)	необходимости защиты от выброса при газо- или неф-
тепроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем);
52
2)	при исследовании или испытании скважины в случае:
а)	раздельного исследования пластов, вскрытых одной сква-
жиной;
б)	проверки герметичности обсадной колонны или герме-
тичности изоляции пластов цементным кольцом;
3)	при воздействии на пласт или его призабойную зону в случае:
а) гидроразрыва пласта;
б)	поддержания пластового давления;
в)	подачи в пласт теплоносителей.
Для уплотняющих элементов (табл. 1.3.1) применяется синте-
тическая резина марок 4326, 4327, 3825 для пакеров с неболь-
шой деформацией уплотняющего элемента (см. рис. 1.3.2, б, в, г)
и марок 4004, 3826-С для элементов с большой деформацией
(см. рис. 1.3.2, о).
В качестве корда применяют хлопчатобумажную ткань, по-
лимерные или металлические нити.
Таблица 1.3.1
Характеристика резин уплотняющих элементов пакеров
Марка	Предел	Относительное	Твердость по	Температур-	Изменение веса при
резины	прочности, МПа	удлинение при разрыве, %	твердомеру ТМ-2	ные пределы эксплуата- ции, °C	воздействии смеси бензина и бензола (3:1) за 24 ч, %
4326	8	170	65...80	-55...+100	+35
4497	8	170	65...80	-55...+100	+20
3825	10	120	80...95	-30...+100	+15
4004	10	200	70...85	-40...+100	+20
3826-С	8	300	60...75	-100...+100	+ 15
Резина в резинокордных деталях заполняет поры корда и об-
волакивает его, создавая прочное соединение. Резина и корд име-
ют различную жесткость. Так, модуль упругости резины нахо-
дится в пределах 1...5 МПа, текстильного корда — (1...2)-103 МПа,
а металлического корда — 1-105 МПа. Поэтому деформации,
связанные с удлинением нитей корда, чрезвычайно затруднены.
Деформация резиновых элементов с кордом происходит за счет
деформации резины и изменения углов, под которыми распола-
гаются нити кордов, без удлинения самих нитей.
Наиболее распространенная техническая ткань для изготовле-
ния корда — бельтинг (хлопковая ткань) имеет толщину 1,9...2 мм,
вес 1 м2 8,2...9,5 Н, степень заполнения 92,6...96,6%, площадь
53
каждой опоры гкани в просвете около 0,185 мм2. Прочность на
разрыв хлопкового волокна равна 360...800 МПа.
Допустимую прочность на разрыв нитки корда обычно при-
нимают равной около 0,3 ..0,6 кН. Шаг нитей в ткани определя-
ют по степени заполнения и их толщине. В среднем он равен
1,1...1,2 мм. В связи с этим деформации, связанные с удлинени-
ем нитей корда, чрезвычайно затруднены.
Еще одним элементом, относящимся к основным, является
опора пакера. Опора нужна для восприятия веса НКТ при де-
формации уплотняющих элементов первых типов и восприятии
осевых усилий при уплотнениях всех видов (осевых усилий, воз-
никающих от давления жидкости и газа на пакер при его рабо-
те). Эти силы могут достигать десятков и сотен килоньютонов и
действовать в различных направлениях.
Опора пакера может осуществляться с упором:
•	на забой, через хвостовик;
•	на переход диаметра обсадной колонны;
•	на шлипсовый захват за обсадную колонну;
•	на торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.
Хвостовики, выполняемые из насосно-компрессорных или
бурильных труб, рекомендуется применять при плотном забое и
ограниченном расстоянии между пакером и забоем (20...30, очень
редко — до 100 м).
Наиболее часто применяется в пакерах шлипсовый захват.
Шлипсовый захват имеет конус 4 (см. рис. 1.3.1) и плашки 5 с
насечкой, которые при осевом перемещении надвигаются на
конус и, расходясь по диаметру, прижимаются к обсадной ко-
лонне. Врезаясь в обсадные трубы, пакер может воспринимать
осевые усилия. Плашки перемещаются по пазам, выполнен-
ным в конусе. Паз имеет форму типа «ласточкин хвост», не
позволяющую плашкам отходить от конуса Материал плашек —
обычно сталь марки 20Х. Для повышения их твердости до
50...55 HRC плашки обычно цементируют и подвергают по-
верхностной закалке. Сопряжение пакера с обсадной колон-
ной может происходить не по поверхности, а в нескольких точ-
ках (в основном из-за разного диаметра сопрягающихся по-
верхностей плашки и трубы), поэтому плашки могут воспри-
нимать изгибающие нагрузки, не ломаясь (сталь 20Х, сердцеви-
на некаленая).
54
Существует также конструкция шлипсового захвата с пружи-
нами. Она состоит из трех шлипс 9, прижатых пружинами к
конусу 8 (рис. 1.3.1). При спуске пакера или его подъеме шлип-
сы находятся у нижней части конуса и по диаметру свободно
входят в обсадную колонну. В этом положении они удержива-
ются штифтом 2, закрепленным на штоке пакера, соединенным
с НКТ. Штифт входит в паз втулки 3, к которой подсоединены
шлипсы. Таким образом, шлипсы не сближаются с конусом, зак-
репленным также на штоке пакера. У места установки пакера
НКТ и шток пакера поворачиваются так, чтобы можно было
вывести штифт 2 из короткого паза втулки 3 и перевести его в
прорезь втулки.
Втулка и шлипсы в этот момент удерживаются пружиной (фо-
нарем) 4, трение которой об обсадную колонну воспринимает
вес всех этих деталей. После поворота труб и штока пакера и
дальнейшего их спуска конус войдет в шлипсы, раздвинет их и
прижмет к обсадной колонне. Насечка на шлипсах создает дос-
таточное усилие закрепления их в обсадных трубах [9]
Для увеличения надежности закрепления пакера шлипсы иног-
да имеют бурт, входящий во впадину у муфтового соединения
обсадных труб. К сожалению, осевое расстояние в муфтовом
соединении обсадных труб имеет большой допуск и при возник-
новении перепада давлений может происходить перемещение
пакера, что может привести к износу уплотняющих элементов.
Поэтому такие опоры можно рекомендовать в обсадных колон-
нах с высоко герметичными трубами, имеющих жесткий допуск
по впадине муфты.
Выше был описан механический способ закрепления пакера
в обсадной колонне на заданной глубине, имеющий существен-
ный недостаток — необходимость поворота колонны НКТ. В
связи с этим были разработаны другие способы фиксации и ос-
вобождения шлипсов, в частности с использованием гидромеха-
нических устройств.
Пакер гидромеханический ПН-ЯГМ (рис. 1.3.3) предназна-
чен для разобщения пространств эксплуатационных колонн не-
фтяных и газовых глубоких вертикальных и наклонных сква-
жин. Пакер состоит из уплотняющего, фиксирующего, клапан-
ного устройств и гидропривода. Для фиксации пакера на необ-
ходимой глубине в насосно-компрессорные трубы сбрасывается
55
шарик и в полости НКТ создается избыточное давление. Жид-
кость через отверстие а в стволе пакера попадает под поршень.
При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, сре-
зает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку
эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотни-
тельных манжет. Под действием массы труб плашки внедряются
в стенку эксплуатационной колонны, обес-
печивая заякоривание и разобщения зон об-
садной колонны. Проходное отверстие па-
кера открывается при увеличении давле-
ния до 21 МПа. При этом срезаются вин-
ты, и седло с шариком выпадает. Пакер
извлекается в результате подъема колон-
ны труб. При снятии осевой нагрузки ос-
вобождаются манжеты, и ствол, двигаясь
вверх, тянет за собой конус, который ос-
вобождает плашки.
Кроме двух основных элементов (уплот-
нителя и опоры) пакеры имеют ряд специ-
альных приспособлений. Так, например,
насосная эксплуатация может вызывать вре-
менное фонтанирование скважины, а так-
же выделение газа при остановленном на-
сосе и, следовательно, по требованиям тех-
ники безопасности необходимо глушение
скважины тяжелой жидкостью перед подъе-
мом оборудования. В этом случае пакеры
оборудуются клапанами-отсекателями. Па-
кер с таким клапаном исключает необхо-
димость глушить скважину тяжелой жид-
костью. При отборе жидкости насосом кла-
пан пакера открыт специальным устрой-
Рис. 1.3.3. Пакер гидромеханический
типа ПН-ЯГМ:
1 — муфта; 2 — упор; 3 — манжета; 4 — ствол паке-
ра; 5 — обойма; 6 — конус; 7 — шпонка; 8 — плаш-
ка; 9 — плашкодержатель; 10 — винт; 11 — кожух;
12 — поршень; 13 — корпус клапана; 14 — шарик;
15 — седло клапана; 16 — срезной винт
56
ством. При подъеме насоса клапан закрывается и нижняя часть
обсадной колонны разобщается с верхней. Оборудование извле-
кается из скважины без применения глушения скважины, что
экономит время и средства, а также обеспечивает быстрый вы-
ход на режим скважины после проведения подземного ремонта.
Подробнее конструкции клапанов-отсекателей будут рассмотре-
ны далее.
Иногда осевое усилие, действующее на пакер, имеет значи-
тельную величину, и шлипсовый захват пакера не может надеж-
но его воспринять. Тогда у пакера со стороны низкого давления
устанавливают якорь, служащий дополнительной осевой опо-
рой. Гидравлический якорь (рис. 1.3.4) показан в сборе с транс-
портировочными предохранительными гайкой и пробкой. Якорь,
спускаемый на колонне НКТ, при работе подвергается избыточ-
ному внутреннему давлению жидкости, действующему на рези-
новую трубчатую диафрагму, которая нажимает на плашки и
прижимает их к обсадной колонне. Плашки имеют насечку, что
увеличивает их сцепление с обсадной колонной. Якорь можно
применять и без пакера в случае, когда необходимо закрепить
колонну труб без уплотнения межтрубного пространства.
Кроме рассмотренных конструкций пакеров в Западной Си-
бири применяются, хотя и не так широко, и другие конструкции
[И]. Рассмотрим некоторые из них.
Пакеры взрывные (ВП), разработанные ВНИИПИвзрывгео-
физикой, могут применяться при капитальном ремонте сква-
жин.
Рис. 1.3.4. Гидравлический якорь:
7 — пробка транспортировочная; 2— головка; 3 — корпус; 4 — трубчатая
резиновая диафрагма; 5 — плашка; 6 — винт; 7— шпонка; 8 — патрубок;
9 — хвостовик; 10 — гайка транспортировочная
57
Разработано несколько модификаций таких пакеров:
—	ВП с металлическим уплотнительным элементом;
—	ВПМ (манжетный) с комбинированным уплотнением;
—	ПВЭ (эксплуатационный);
—	ПВЦ (цементировочный).
Пакеры двух первых модификаций фиксируются в скважине
за счет сил трения между обсадной колонной и деформирован-
ным после взрыва корпусом пакера; они могут служить только
Рис. 1.3.5. Взрывной пакер типа ВП
пакером-пробкой в скважине.
В последних двух модифи-
кациях усилие, возникающее
после взрыва, действует на
уплотнительные и фиксирую-
щие элементы пакера так же,
как и в описанных выше кон-
струкциях, и взрывная каме-
ра фактически является поса-
дочным инструментом пакера.
Взрывной пакер типа ВП
(рис. 1.3.5) содержит корпус 10,
представляющий собой по-
лый металлический стакан,
закрытый пробкой 8 и удер-
живаемый накидной гайкой 7
В корпусе размещается на-
веска пороха И, которая вос-
пламеняется от эпектровос-
пламенителя 9, срабатываю-
щего от импульса электри-
ческого тока, подаваемого с
поверхности по кабелю 1.
Пакер спускается в скважи-
ну на кабельной головке 2,
соединенной с неснаряжен-
ным корпусом 3 перфорато-
ра ПК 85 или ПК 105, слу-
жащим в этом случае как до-
полнительный груз. Причем
корпус перфоратора через пе-
58
реходник 5 и с помощью шариков 6 соединяется с накидной
гайкой пакера. Для соединения электроввода пакера с централь-
ной жилои кабеля служит изолированный электропровод 4.
Принцип работы пакера следующий. После спуска сборки на
заданную глубину по кабелю подается импульс электрического
тока, срабатывает электровоспламенитель и загорается навеска
пороха. Под действием давления газов, образовавшихся при го-
рении пороха, корпус пакера необратимо деформируется до внут-
ренней стенки обсадной колонны, создавая таким образом пробку
в обсадной колонне. Под давлением газов одновременно пробка
пакера перемещается относительно накидной гайки вверх. При
этом шарики западают в проточку 12 пробки, обеспечивая разъе-
динение переходника 5 с пакером.
Детали, относящиеся непосредственно к пакеру, изготавли-
ваются из легко разбуриваемого материала (алюминиевого спла-
ва) и при необходимости удаления пакера их разбуривают. Диа-
метр пакера рассчитывают таким образом, чтобы деформация
корпуса под действием пороховых газов происходила без его
разрушения. Деформация должна быть в пределах пластичности
материала и достигать внутренней стенки обсадной колонны,
чтобы уплотнение между корпусом пакера и обсадной колонной
и сцепление между ними были надежными.
Преимуществами взрывного пакера типа ВП являются про-
стота конструкции, возможность установки его в скважине без
спуска колонны НКТ. Однако имеются и недостатки: ограни-
ченная область применения — пакер может быть использован
только тогда, когда по технологии проводимых на скважине ра-
бот необходим пакер-пробка; не всегда достигается или наруша-
ется со временем герметичная установка пакера, т.е уплотнение
металл — по металлу (обсадная колонна — корпус пакера) в
условиях скважины ненадежно, поэтому взрывные пакеры на
промыслах используются как пробки с последующей установ-
кой цементного моста канатным методом, что значительно уве-
личивает эффективность их использования [11].
Взрывной пакер типа ВП разработан шести типоразмеров с на-
ружным диаметром от 88 до 135 мм на перепад давления до 60 МПа.
Взрывной пакер типа ВПМ в отличие от пакера типа ВП имеет
надетую на корпус манжету. Благодаря этому повышена надеж-
ность герметизации пакером обсадной колонны.
59
Пакер типа ВПМ разработан также шести типоразмеров на
перепад давления до 80 МПа.
Пакер типа ПВЦ (взрывной цементировочный) (рис. 1.3.6)
состоит из ствола 24, на котором собраны уплотнительный эле-
мент 23, верхний и нижний конусы 21, зафиксированные на
стволе срезными штифтами 22, плашки 20, упор 19 со стопор-
Рис. 1.3.6. Пакер взрывной цементировочный
типа ПВЦ
ными кольцами 18.
Нижний конец пакера
заканчивается клапан-
ной клеткой 26, одно-
временно служащей и
нижним упором для
нижней плашки. Ниж-
ний конец ствола слу-
жит седлом для шаро-
вого клапана 27.
Камера взрыва при-
соединена к пакеру
шпилькой 17, которой
он комплектуется в двух
вариантах: в виде поло-
го цилиндра, когда не-
обходимо сохранить
центральный канал па-
кера, и в виде глухого
цилиндра, когда необ-
ходимо этот канал заг-
лушить. Камера состо-
ит из корпуса 11, гиль-
зы 10, наконечника 16,
пробки 5, переходни-
ка 4, заряда 7 с пиро-
патроном 6. Электро-
ввод в пробке загерме-
тизирован как с на-
ружной, так и с внут-
ренней стороны спе-
циальными сальнико-
выми устройствами.
60
Камеру 14 между корпусом и гильзой заполняют жидким мас-
лом, которое, перетекая через отверстия 15 и 13 в камеру 12,
предотвращает мгновенное перемещение гильзы в момент взры-
ва и служит тормозным устройством.
Пакер спускается в скважину на кабельной головке 2, соеди-
няемой с пакером либо через головку 3 перфоратора ПК 85,
либо через головку и корпус того же перфоратора, используемо-
го в случае необходимости как дополнительный груз.
Принцип работы пакера следующий. Собранный пакер
(см. рис. 1.3.6) спускают в скважину на необходимую глубину и
по кабелю подают импульс электрического тока, от действия
которого загорается заряд пороха. Под давлением образовавшихся
газов гильза перемещается относительно корпуса. При этом про-
исходит вывод уплотнительного элемента и плашек пакера в
рабочее положение. При усилии, большем, чем усилие, необхо-
димое для посадки пакера, происходят разрушение шпильки 17
и отсоединение пакера от взрывной камеры. К этому моменту
гильза своим упором достигает наконечника, и жидкость из ка-
меры 14 полностью выдавливается в камеру 12, а герметичная
газовая камера 8 вскрывается, и газы выбрасываются в скважи-
ну (верхний конец гильзы вскрывает отверстие 9). Камера на
кабеле 1 поднимается на поверхность и может быть использова-
на повторно. Пакер изготовлен из легко разбуриваемых матери-
алов. Недостатком этого пакера по сравнению с пакерами типа
ПР является необходимость спуска колонны НКТ для выполне-
ния технологических операций, связанных с закачкой тампони-
рующего материала в подпакерную зону. Для этого нижний ко-
нец колонны труб оборудуется специальной муфтой, которая,
входя в верхний конец гильзы 10, обеспечивает герметичное со-
единение пакера с колонной труб. Герметичность соединения
проверяется продавливанием резинового шарика 25 через суже-
ние канала ствола в нижней его части. Пакер разработан трех
типоразмеров (диаметром ПО; 118; 135 мм) на перепад давления
до 30 МПа.
Как уже указывалось выше, скважины перед проведением
подземного ремонта необходимо глушить.
Давление, создаваемое столбом жидкости глушения, должно
превышать пластовое давление. При этом используемая для глу-
шения скважин жидкость не должна:
61
—	проникать в продуктивный пласт;
—	содержать механические примеси, которые могут засорить
призабойную зону пласта и подземное оборудование;
—	вступать в химическую реакцию с породой пласта, так как
это может привести к образованию твердого осадка;
—	вызывать коррозию колонн труб, подземного и наземного
оборудования;
—	быть огнеопасной, ядовитой, дефицитной и дорогостоя-
щей;
—	замерзать зимой.
Из-за отсутствия жидкостей, полностью отвечающих указан-
ным требованиям, глушение скважин отрицательно сказывается
как на работе продуктивного пласта, так и на работе всего обо-
рудования и требует повышенных затрат со стороны нефтедо-
бывающих предприятий.
Так, глушение скважин растворами на водной основе часто
вызывает снижение проницаемости призабойной зоны пласта
на 50% и более и увеличение сроков освоения скважин на 30% и
более.
Поэтому в течение длительного времени после окончания
ремонта скважин наблюдается недобор нефти. По данным на-
блюдений, проведенных на различных месторождениях Запад-
но-Сибирского региона на скважинах, для глушения которых
использовали воду, средний срок восстановления начального
дебита составляет от 15 до 100 сут. При этом электроприводная
насосная установка работает в условиях плохого охлаждения,
что снижает ее надежность.
Именно поэтому в ряде случаев применение пакеров с клапа-
нами-отсекателями становится не только экономически целесо-
образным, но и необходимым.
Пакеры с клапанами-отсекателями можно разделить по спо-
собу установки клапана на пакере, по виду уплотняемого эле-
мента и системе управления (открытия и закрытия) клапана.
По способу установки клапаны разделяются на съемные и
стационарные. Съемные, как правило, могут сниматься с помо-
щью канатной техники после глушения скважины. Стационар-
ные для замены клапана требуют подъема всего пакера.
По видам уплотняющего устройства клапаны-отсекатели под-
разделяются на тарельчатые, шаровые, поршневые и крановые.
62
Тарельчатые клапаны, называемые часто «хлопушкой» состо-
ят из корпуса, тарели, седла и возвратной пружины, работаю-
щей на кручение.
Шаровые клапаны аналогичны клапанам на штанговых насо-
сах и здесь рассматриваться не будут.
Крановые клапаны состоят из корпуса, запорного элемента,
представляющего собой шар со сквозным отверстием, системы
поворота запорного элемента и седла.
Поршневые клапаны могут перекрывать поток за счет закры-
тия боковых окон в цилиндре или же садиться на седло анало-
гично тарельчатым или шаровым.
В настоящее время наиболее приспособленными к ослож-
ненным условиям эксплуатации оказались поршневые клапаны.
Тарельчатые и крановые используются в нагнетательных сква-
жинах.
По системе управления клапаны-отсекатели можно разделить
на управляемые механическим толкателем и срабатывающие за
счет перепада давления в под- и надпакерной зонах. После-
дняя система подразделяется на системы, срабатывающие от
давления, возникающего в процессе эксплуатации и создавае-
мого устьевым оборудованием. Рассмотрим подробнее схемы уп-
равления:
а)	схема управления клапаном-отсекателем с помощью меха-
нического толкателя позволяет надежно фиксировать момент от-
крытия и закрытия клапана. В схеме имеется хвостовик, присо-
единяемый к скважинному насосному агрегату. Как правило,
длина толкателя изменяется от 10 до 30 м, хотя может быть и
длиннее. Недостатком такой схемы является необходимость при-
подьема колонны НКТ при отсутствии перекрытия ствола сква-
жины, что требует установки устьевого сальника. К тому же, в
случае изменения глубины подвески насоса и при других обсто-
ятельствах, требуются извлечение и последующая установка па-
кера на новой глубине, что связано с обязательным глушением
скважины. Клапан-отсекатель с рассматриваемой системой уп-
равления не перекрывает скважину в аварийных ситуациях, на-
пример при обрыве колонны НКТ и падении ее на пакер.
Однако, несмотря на указанные недостатки и благодаря про-
стоте исполнения, эта схема применяется в промысловой прак-
тике;
63
б)	схема управления отсекающим клапаном пакера за счет
усилия, возникающего от действия гидростатического давления
столба жидкости в скважине, позволяет автоматически управ-
а	б
в
лять клапаном-отсекателем как в
аварийных ситуациях, так и при
повседневной эксплуатации. Кро-
ме того, в этой схеме пакер-отсе-
катель и насосная установка ра-
ботают независимо друг от друга,
благодаря чему изменение глуби-
ны подвески насоса в процессе
эксплуатации скважины не вле-
чет за собой перестановки паке-
ра. К недостаткам этой схемы по
сравнению с первой относится
необходимость применения более
сложного и дорогостоящего обо-
рудования;
в)	схема управления отсекаю-
щим клапаном пакера за счет
импульса давления, создаваемо-
го над клапаном, дает возмож-
ность работы без устьевого саль-
ника. Однако для переключения
клапана из одного положения в
другое необходимо наличие на-
сосного агрегата, что усложняет
ее эксплуатацию. Как и в первой
схеме, отсекающий клапан не
срабатывает при аварийных си-
туациях.
Необходимо отметить, что ус-
тановка пакеров с клапанами-от-
секателями имеет следующие су-
щественные недостатки:
Рис. 1.3.7. Клапан-отсекатель
фирмы R&B INDUSTRIAL SPLY
COMPANY
64
—	невозможен или крайне затруднен спуск на забой приборов;
—	при использовании в скважинах с высоким содержанием
механических примесей возможно попадание осевших частиц на
прием насоса и в механизм пакера, что затруднит его демонтаж;
—	создает на внутренних стенках обсадной трубы механичес-
кие повреждения от удерживающих элементов пакеров;
—	в случае попадания посторонних предметов, как правило, про-
исходит заклинивание клапана-отсекателя или пакера при их подъеме;
—	в скважинах с осложнениями в виде отложения солей, смол
и высокого содержания механических примесей, когда необхо-
димо проводить периодическую чистку забоя и призабойной зоны
скважины циркуляцией или желонками в настоящее время не-
обходимо производить извлечение пакера.
Практика показала, что наиболее надежными на сегодняш-
нее время являются пакеры с клапанами-отсекателями фирмы
R&B INDUSTRIAL SPLY COMPANY. Они спускаются в сква-
жину вместе с пакером или на канате (рис. 1.3.7). Обычно кла-
пан спускают в открытом состоянии (см. рис. 1.3.7, а), что по-
зволяет более легкий переток жидкости в процессе спуска. Пос-
ле посадки пакера путем подачи давления (не более 5 МПа) кла-
пан закрывается (см. рис. 1.3.7, б).
Наличие в клапане цанги позволяет получать надежное пере-
крытие ствола скважины.
Для обеспечения износостойкости конструкции клапан и седло
изготовлены с применением карбида вольфрама, а цанговый
элемент выполнен из пружинной стали.
1.3.2. МЕТОДИКА КОНСТРУИРОВАНИЯ И РАСЧЕТА
СКВАЖИННЫХ УПЛОТНИТЕЛЕЙ
Рассмотрим некоторые рекомендации по конструированию
пакеров и их расчета.
В задании на конструирование пакера обычно даются его глав-
ные параметры, условия эксплуатации и описание технологи-
ческих процессов, для которых необходим пакер.
К главным параметрам относятся: диапазон внутренних диа-
метров обсадной колонны, в которую спускают пакер; перепад
давления, воспринимаемый им; особенности технологического
процесса, для которого предназначен пакер.
5 Ивановский
65
Надежное уплотнение может быть создано при разности диа-
метров уплотнения пакера до его деформации и обсадной ко-
лонной до 15...20 мм. Рабочие перепады давления обычно равны
10... 100 МПа. Технологические процессы часто требуют нали-
чия в пакере клапана-отсекателя, нескольких каналов, не сооб-
щающихся друг с другом, обратного клапана и пр.
К дополнительным исходным данным относятся температу-
ра, при которой должен работать пакер, агрессивность окружа-
ющей среды, длительность работы пакера без подъема, способ
его спуска и подъема (на трубах, канатной техникой) или воз-
можность разбуривания, показатели надежности и пр.
При расчете пакера определяют необходимое для герметиза-
ции контактное давление, осевую силу, обеспечивающую это
давление, оптимальные высоту уплотняющего элемента, длину
хода штока пакера, параметры корда уплотняющего элемента.
Контактное давление между обсадной колонной и уплотняю-
щими элементами типа а и б (см. рис. 1.3.2) равно [10]:
р — р + р ,
г К Г КС * кп’
(1.3.1)
Р. = ^Q/F - G [{R\ - ?шУ - (R\ - ^ш)Ч I
/[(tf-r^)2 (Л2п-?ш)] +Др)/(1-цр),
(1.3.2)
где р и />кп — контактные давления за счет предварительного
сжатия уплотнения и действия перепада давления, соответственно.
Резина, применяемая в пакерах, имеет коэффициент Пуассо-
на цр = 0,475.
Для определения контактного давления рк и наименьшей ве-
личины осевой силы Q, обеспечивающей герметичное разобще-
ние ствола скважины, используют следующие уравнения, выте-
кающие из (1.3.1):
Q > 0,111 Ар F+ GF[(R2~г2шУ -
- (R2 - г2 )3] / [(А2 - г2 У {R2 - г2 )]
' П	Ш7 J /	с ш7 \ п Ш7-1
при Рк= Ар,
(1.3.3)
66
где F — площадь поперечного (диаметрального) сечения уп-
лотнительного элемента в деформированном состоянии; G =
= 5,1... 1 МПа — модуль сдвига резины; й и Л - наружный
радиус резины до деформации и после нее (последний равен
внутреннему радиусу обсадной колонны); гш — внутренний ра-
диус резины; Ар — перепад давления у пакера.
Высота уплотнительного элемента пакера в свободном состо-
янии может быть определена из условия равенства площади его
поверхности до и после деформирования.
h = [2Л (R + г ) + Я2 - R2 ] / 2 (R + г ),	(1.3.4)
min 1 с х с ш7	с nJ/ х п ш7 ’ х 7
где // — высота элемента в сжатом состоянии.
Считается, что это условие обеспечивает предохранение от зате-
кания резины в зазор между пакером и обсадной колонной.
Расчеты высоты уплотнительного элемента при учете этого поло-
жения дают наименьшую высоту одного уплотняющего элемента.
В пакере рекомендуют иметь несколько (два-четыре) таких уп-
лотнений.
Наибольшая высота уплотнительного элемента может быть най-
дена по условию самозакрепления пакера при действии осевого
усилия.
h = (R2 - г2 )R3/[0,45/(Я2 -г2 )х
max v п ш7 с L ’	7 4 п ш7
х (ЗЯ +2Я2 г -г2 )],	(1.3.5)
где f — коэффициент трения.
В конструкции пакера должна быть предусмотрена длина хода
его штока (ствола), которая обеспечит сжатие уплотняющего
элемента до соприкосновения его с обсадной колонной и герме-
тичность уплотнения.
Увеличение хода штока будет приводить к повреждению уп-
лотняющих элементов из-за отсутствия ограничения передачи
на них усилий и как следствие — получению недопустимых де-
формаций.
Оптимальную длину хода штока рекомендуют определять по
следующей формуле:
S = h (к2 - 1) Я2 / [к2 Я2-/2)],	(1.3.6)
v on	7 п' 1 on п ш7-*’	v 7
67
где h — высота свободного, не нагруженного уплотняющего
элемента;
к = R / R.
on с1 п
Для пакеров под обсадные колонны с диаметрами 146 и 168 мм
коэффициент коп =1,13; с диаметрами 178 и 299 мм — кт =
= 1,09...1,07.
У гидравлического пакера при расширении цилиндра в рези-
не (см. рис. 1.3.2, в) возникают небольшие напряжения. Основ-
ную нагрузку несут нити корда, имеющие большую жесткость,
чем резина.
Толщина кордной оболочки, характеризующая прочность
уплотнительного элемента в целом, определяется числом слоев
материала корда:
М= Др Rk t/\N\ cos р,	(1.3.7)
где Др — перепад давления у пакера; Rk — средний радиус корда
в момент прижатия пакера к стенкам скважины; | N\ — допус-
тимое усилие нити на разрыв; t — шаг нитей (по перпендикуля-
ру к нити) кордной ткани; р — угол подъема нитей корда с ок-
ружным направлением в момент прижатия пакера к обсадной
колонне.
Угол подъема нитей корда определяют следующим образом. При
подаче давления внутрь оболочки, не имеющей при расшире-
нии ограничений в радиальном направлении, оно будет воспри-
ниматься нитями корда без изменения размеров последних в
том случае, если угол подъема нитей будет >35°. При большем
угле оболочка увеличивается по диаметру и укорачивается за счет
изменения угла подъема нитей без их продольной деформации.
Начальный угол определяют из равенства длины нитей в преде-
лах одного шага намотки до начала деформации и в момент
прижатия к стенкам скважины:
— lTtRkc / cos Рн = 2л/?. / cos 35,	(1.3.8)
где Rkc — средний радиус корда пакера в свободном состоя-
нии; Рн — начальный угол подъема нитей корда.
Из последнего выражения находим
68
cos Рн < (Rkc / R) cos 35°.
(1.3.9)
Осевое перемещение свободного конца уплотняющего элемента
равно
S = (Z/Zo) L,
(1.3.10)
где /, /о — шаг намотки нитей корда после прижатия оболочки к
обсадной колонне и в свободном состоянии; L — рабочая высо-
та намотки корда в свободном состоянии,
Z = 27t«tgP; Zo = 2тг7?Л< tg рн.
(1.3.11)
При расчете пакера необходимо проверять влияние плашеч-
ного захвата на прочность обсадной колонны.
В конструкциях пакеров, где плашки полностью перекрыва-
ют кольцевой зазор, нагрузка на обсадную колонну распределе-
на равномерно по всему периметру. В этом случае предельная
осевая нагрузка на плашечный захват, при которой обсадная
колонна не нарушается, равна:
О < [о п tg a (D2 - d1) I (L +
^лред *- т © \	7 пл 4 пл
+ 16/3/J'/2]/(O2 + <Z2).
(1.3.12)
При ограниченном контакте плашек по периметру обсадной
колонны участки труб между ними работают на изгиб.
Тогда
Q < 2о п tg a h21 Id.
•^пред 1	°	пл
(1.3.13)
В (1.3.12) и (1.3.13) стт — предел текучести материала труб
обсадной колонны; п — число плашек (по радиусу); а — угол
конуса плашки; D, d, h — наружный и внутренний диаметры и
толщина стенки трубы обсадной колонны; /пл — высота плашек
(длина по вертикали); £пл — длина хорды плашки; — стрела
дуги поверхности плашки.
Запасы прочности при расчетах по (1.3.12) принимают рав-
ными 1,15 для обсадных труб диаметрами 114... 219 мм и 1,52 —
69
для труб диаметром более 219 мм. При расчетах по (1.3.13) запас
прочности берут примерно в 2 раза большим, учитывая, что пре-
дел касательного напряжения т. ® 0,58 от.
При разработке конструкции пакера предельная нагрузка срав-
нивается с нагрузкой, необходимой для создания уплотнения
(формула (1.3.3). Если (?пред < Q, то в конструкцию пакера вно-
сят необходимые изменения (угла а, геометрических размеров
уплотнения).
При проектировании пакера для использования его в искрив-
ленных скважинах надо учитывать возможность деформации
пакера при прохождении им изогнутых частей ствола.
Длина пакера, при которой он будет касаться обсадной ко-
лонны в трех точках (по концам и в середине) при прохождении
им изогнутой части скважины, определяется из выражения
/пак = 2 (27? Л5)|/2,	(1.3.14)
где 7? — радиус изгиба ствола скважины; As — зазор (диамет-
ральный) между пакером и обсадной колонной.
При большей длине пакер, проходя изгиб, или застрянет, или
изогнется сам. Последнее может привести к его повреждению.
Этот расчет относится и ко всякому другому оборудова-
нию, спускаемому в искривленную скважину (скважинные
штанговые насосы, центробежные насосы, погружные двига-
тели и т.д.).
Расчет максимально возможного давления, при котором па-
кер будет находиться в равновесии, производится по формуле
40 G + р, (Л2 -Л2) - Н2 р2 (£)2 - <72))	3 15)
ЮлО2
где G — вес НКТ; Н— глубина спуска пакера; 7)в — внутрен-
ний диаметр эксплуатационной колонны; 7)н — внешний диа-
метр эксплуатационной колонны; dH — наружный диаметр НКТ;
<7в — внутренний диаметр НКТ; р,, р2 — соответственно плот-
ность жидкости в трубах и затрубном пространстве.
70
РАЗДЕЛ 2.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ
И ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
2.1. МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Освоение скважины — комплекс технологических операций
по вызову притока и обеспечению ее продуктивности или при-
емистости, соответствующей локальным возможностям пласта.
После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации об-
садной колонны, которую иногда называют вторичным вскры-
тием пласта, призабойная зона и, особенно, поверхность
вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взве-
сью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на поро-
ду ударных волн широкого диапазона частот при перфорации
вызывает иногда необратимые физико-химические процессы
в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, раз-
меры пор которой соизмеримы с размерами этих погранич-
ных слоев с аномальными свойствами. В результате образует-
ся зона с пониженной проницаемостью или с полным ее от-
сутствием [12].
Цель освоения — восстановление естественной проницаемос-
ти коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной по-
верхности пласта перфорационных каналов и получения про-
дукции скважины, соответствующей ее потенциальным возмож-
ностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины
сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже
пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия
должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рых-
лых коллекторах, наоборот, — небольшой и плавной.
71
Различают методы освоения пластов с высоким начальным
давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым
давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открыто-
го фонтанирования нет и предполагается механизированный
способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много
случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с
длительными пожарами в результате нарушения технологии
вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не толь-
ко выводят из строя скважину, но и приводят к истощению дан-
ного месторождения.
Можно выделить шесть основных способов вызова притока:
тартание, свабирование (поршневание), замену скважинной
жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачку га-
зожидкостной смеси, откачку глубинными насосами.
Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура
или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагае-
мым способом эксплуатации скважины. В любом случае на флан-
це обсадной колонны должна быть установлена задвижка высоко-
го давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.
Тартание — это извлечение из скважины жидкости желон-
кой, спускаемой на тонком (до 16 мм) канате с помощью лебед-
ки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в
нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре
штока на уровень жидкости или забой. В верхней части желонки
предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр же-
лонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За
один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышаю-
щим 0,06 м3.
Тартание — малопроизводительный, трудоемкий способ с
очень ограниченными возможностями применения, так как ус-
тьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть зак-
рыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако воз-
можность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и
контроля за положением уровня жидкости в скважине дают это-
му способу некоторые преимущества.
Поршневание. При свабировании (поршневании) поршень или
сваб спускается на канате или стальной ленте в НКТ. Поршень
представляет собой трубу малого диаметра (25,0...37,5 мм) с при-
емным клапаном в нижней части. На наружной поверхности
72
трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3—
4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня
под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство
над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, рас-
пираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются
к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выно-
сит столб жидкости, равный глубине его погружения под уро-
вень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью
тартального каната и обычно не превышает 75... 150 м.
Свабирование (поршневание) в 10... 15 раз производительнее
тартания.
Устье при свабировании часто также остается открытым, что
связано с опасностями неожиданного выброса.
Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спу-
щенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что пре-
дотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из
бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором.
Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой
или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение за-
бойного давления на величину
Др = (р, - р2) L cos р,	(2.1.1)
где р, — плотность глинистого раствора; р2 — плотность про-
мывочной жидкости; L — глубина спущенных НКТ; р — сред-
ний угол кривизны скважины.
Таким способом осваиваются скважины с большим пласто-
вым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддаю-
щихся освоению. Как видно из формулы (2.1.1), при смене гли-
нистого раствора (р, = 1200 кг/м3) на нефть (р2 = 900 кг/м3)
максимальное снижение давления составит всего лишь 25% от
давления, создаваемого столбом глинистого раствора.
Этим обстоятельство является ограничение возможности метода.
Замена жидкости в скважине проводится с помощью насос-
ных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случа-
ях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения
имеется уверенность в безопасности, применяют дополнитель-
но поршневание для отбора части жидкости из скважины и даль-
нейшего снижения забойного давления.
73
Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее
широкое распространение при освоении фонтанных, полуфон-
танных и частично механизированных скважин. В скважину спус-
кается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой.
К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный
трубопровод от передвижного компрессора.
При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве
оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ,
сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в
НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на за-
бое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно
изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следова-
тельно, давление на забое Рз. При Рз<Рпл начинается приток, и
скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим ра-
боты. После опробования и получения устойчивого притока сква-
жина переводится на стационарный режим работы.
Освоение ведется с непрерывным контролем параметров про-
цесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот
способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значи-
тельные депрессии на пласт, что особенно важно для эффектив-
ной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение
компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, про-
буренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых
районах возникает необходимость освоения скважин глубиной
4500...5500 м, а увеличение глубины также ограничивает исполь-
зование компрессорного способа.
Для более полного использования пластовой энергии, выно-
са жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак
НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы
оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при
больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление
в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение.
Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине дела-
ют так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пус-
ковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уро-
вень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступа-
ет через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отвер-
стия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после раз-
газирования обозначить pt, то забойное давление Рс будет равно
74
Рс=Р, + (.Н-Ь)р^СО5 р,
(2-1.2)
где Н — глубина забоя (до верхних отверстий перфорации);
_ глубина пускового отверстия; р, — плотность скважинной
жидкости; р — средний угол кривизны скважины.
Забойное давление до нагнетания газа равно
Ло = Н Pi S cos Р-	(2.1.3)
Вычитая из (2.1.3) (2.1.2), найдем депрессию на пласт
Ар = L plg cos р - р_.	(2.1.4)
Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на
большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отвер-
стие или башмак НКТ, а следовательно, больше Лр при прочих
равных условиях.
Однако с увеличением L увеличивается и р(, которое, вообще
говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено
менее чем до 7... 10% от гидростатического давления, определяе-
мого первым слагаемым в (2.1.4). Поэтому для освоения глубо-
ких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое дав-
ление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ
или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве,
а следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере
разгазирования жидкости в НКТ давление pz (внутри НКТ на
уровне отверстия) будет снижаться, а давление на забой падать.
Необходимо отметить, что по решению Госгортехнадзора ос-
воение нефтяных и газовых скважин с закачкой воздуха запре-
щено в связи с возможностью образования в скважинах взрыво-
опасных смесей. Однако использование инертных или взрыво-
безопасных газов (азот, выхлопные газы с минимальным содер-
жанием кислорода и т.д.) позволяет применять компрессорный
способ освоения скважин.
Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение
скважин путем закачки газированной жидкости заключается в
том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное про-
странство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода
или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от
75
соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это по-
зволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку
плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа,
то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрес-
сорами, создающими меньшее давление.
Для такого освоения к скважине подвозится передвижной
компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое
же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеси-
тель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. В пос-
леднее время для этих целей применяются специально спроек-
тированные бустерные установки, имеющие в своем составе все
перечисленные выше узлы. При нагнетании газожидкостная смесь
движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении
и температуре. Процесс этот сложный, однако, может быть смо-
делирован уравнением баланса давлений с усредненными пара-
метрами смеси и расхода.
При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воз-
духа действует архимедова сила, под действием которой они
всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от
размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плот-
ностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплы-
тия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет
0,3...0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна
быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не
достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для
создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы
большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно
это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как
малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисхо-
дящие скорости при умеренных объемных расходах жидкости.
Считается, что для успешного осуществления процесса достаточ-
но иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8... 1,0 м/с.
Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора,
утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная
промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется пос-
ле промывки, также производится по схеме обратной промывки
без изменения обвязки скважины.
Запишем баланс давлений при закачке ГЖС в кольцевое про-
странство в тот момент, когда давление на насосе будет макси-
76
Мально. Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака заполнены
жидкостью, а затрубное пространство заполнено ГЖС, причем
обе системы движутся со скоростями, соответствующими темпу
нагнетания ГЖС [12].
Обозначим:
ат — удельные потери на трение в НКТ при движении по ним
жидкости, выраженные в метрах столба жидкости;
ак — удельные потери на трение в кольцевом пространстве,
выраженные в метрах столба ГЖС.
При обратной промывке давление у башмака НКТ со сторо-
ны кольцевого пространства равно
PcM = PcM^LC0SP-aKPcM^L+PK-	(2.1.5)
Давление у башмака со стороны НКТ равно
А = Рж g Leos р + ат ptMg L + py,	(2.1.6)
где рсм — среднеинтегральное значение плотности ГЖС в коль-
цевом пространстве; рж — плотность скважинной жидкости; L —
длина НКТ; р — средний угол отклонения ствола скважины от
вертикали; рк — давление нагнетания на устье скважины в
кольцевом пространстве; ру — противодавление на устье сква-
жины; g — ускорение свободного падения.
Очевидно, рт = дм, поэтому, приравнивая (2.1.5) и (2.1.6) и
решая уравнение относительно L, получим:
L=(pK~Py)/ [(рж - pjg cos р + (аг Рж + ак рсм) g]. (2.1.7)
Формула (2.1.7) определяет предельную глубину спуска баш-
мака НКТ при заданных параметрах процесса (ат, гж, ак, гем,
рк, ру). Решая уравнение (2.1.7) относительно рк, получим дав-
ление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при
заданной глубине L спуска НКТ:
Р. = Ру + LS 1(гж - гсм) cos р + ат рж + ак pj. (2.1.8)
Величины р L, рж, р обычно известны. Величины ат, рсч и ак
определяются: ат — по формулам трубной гидравлики, рж, ак —
77
сложными вычислениями с использованием ЭВМ для числен-
ного интегрирования дифференциального уравнения движения
ГЖС.
При освоении скважины газированной жидкостью к устью
присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко
второму отводу смесителя — выкидная линия компрессора. Сна-
чала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважин-
ная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной ам-
бар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой
чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор и сжатый
газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС.
По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давле-
ние нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС
подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давле-
ние нагнетания снижается.
Освоение скважинными насосами. На истощенных месторож-
дениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются
фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откач-
кой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на
проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом
и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости
насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет
величины рс < рпл, при которой устанавливается приток из пла-
ста. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту из-
вестно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной деп-
рессии для очистки призабойной зоны от раствора и разруше-
ния глинистой корки.
Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой
или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к сква-
жине промывочной жидкости — нефти и размещения насосного
агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях воз-
никает проблема подогрева жидкости для предотвращения за-
мерзания.
Необходимо отметить, что в различных нефтяных районах
вырабатывались и другие практические приемы освоения сква-
жин в соответствии с особенностями того или иного месторож-
дения. В качестве примера можно указать и на такой прием,
когда при компрессорном методе в затрубное пространство, за-
полненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое ко-
78
личество воды для увеличения плотности смеси и снижения дав-
ления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку сква-
жины при большей глубине спуска НКТ.
Если целью освоения эксплуатационной скважины является
получение возможно большего коэффициента продуктивности
при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетатель-
ной скважины — получение возможно большего коэффициента
поглощения или приемистости, который можно определить как
отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответ-
ствующему изменению давления нагнетания
*„ = (£,- Q2) / (р,-^2).	(2.1.9)
Освоение нагнетательных скважин обеспечивает закачку в
пласт расчетных количеств воды при относительно низких дав-
лениях нагнетания. Это приводит к сокращению энергетичес-
ких затрат на поддержание пластового давления и к некоторому
сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (на-
пример законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разреза-
ющих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их
освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагне-
тание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются
на нефть для получения самой нефти, а также для понижения
пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под
нагнетание внутриконтурный ряд нагнетательных скважин, то
они осваиваются через одну, т.е. одна скважина ряда использу-
ется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как не-
фтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следую-
щая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя —
как эксплуатационная и т.д.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнета-
тельного ряда производится до тех пор, пока в их продукции
появится вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Та-
кой порядок освоения позволяет сформировать в нефтенасы-
щенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вы-
тесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
По степени трудности освоения нагнетательные скважины
можно условно разделить на три группы [12].
79
I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнитель-
но однородные песчаники с хорошей проницаемостью
[(0,5...0,7)-10 12 м2] с толщиной пласта более 10 м. Они осваива-
ются простейшими способами, например после тщательной про-
мывки (допустимое количество взвешенных частиц (КВЧ) по-
рядка 3...5 мг/л) последующим интенсивным свабированием для
создания чистых дренажных каналов в призабойной части плас-
та. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффи-
циенты приемистости (более 0,25 м3/(сут-МПа) на 1 м толщины
пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, превы-
шающими 700... 1000 м3/сут.
II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми
прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницае-
мость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от
6 до 12 м. Средний удельный коэффициент приемистости таких
скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I группы.
Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специаль-
ных методов освоения или целого комплекса таких методов.
Характеризуются затуханием поглотительной способности и пе-
риодическими остановками для мероприятий по восстановле-
нию приемистости.
III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми про-
слоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой
суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные ко-
эффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут-МПа).
Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на не-
сколько месяцев и требует применения самых эффективных ме-
тодов воздействия на их призабойную зону, как, например, по-
интервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень
больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемис-
тость скважин III группы быстро затухает и через 2...3 месяца в них
снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких сква-
жин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой
воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.
При освоении нагнетательных скважин используют следую-
щие технические приемы.
1. Интенсивные промыьки, прямые и обратные, с расходом
1200... 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного со-
держания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно
80
1...3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода
или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с
обязательным предварительным отстоем воды в специальных
емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и
нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины про-
мывают после всех операций, проводимых для увеличения их
поглотительной способности.
2.	Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны.
Дренаж осуществляется различными методами:
а)	свабированием при максимально возможной глубине спуска
поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирую-
щий кольцевое пространство. В последнем случае удается полу-
чить большие депрессии на пласт (до 12 МПа);
б)	компрессорным способом. Жидкость из скважины отбира-
ется с помощью передвижного компрессора при условии, что
последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Тру-
бы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильт-
ра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необ-
ходимого давления компрессора в данном случае нежелательно,
так как при последующем нагнетании воды через это отверстие
давление будет передаваться в затрубное пространство. Исполь-
зование пускового отверстия возможно только лишь в период
интенсивного дренирования. Дренирование производится до ста-
билизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием;
в)	насосным способом до стабилизации КВЧ;
г)	самоизливом при интенсивном водопритоке, т.е. сбросом
воды из скважины в канализацию. Такая операция более эф-
фективна при многократных кратковременных изливах, когда
скважина периодически в течение 6... 15 мин работает на излив с
максимальной производительностью. Такую операцию повторя-
ют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно при-
бегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько
десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами уда-
ется в 4...6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерыв-
ным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.
3.	Солянокислотные обработки призабойных зон скважин,
вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие кар-
бонатный цементирующий материал, а также для растворения
окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8...1,5 м3 на 1 м толщи-
6 Ивановский
81
ны пласта 10... 15%-го раствора ингибированной соляной кисло-
ты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и
промывки скважину переводят под нагнетание.
4.	Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III груп-
пы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последую-
щих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, пред-
ставленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффекти-
вен, так как трещины образуются в одном наиболее проницае-
мом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтерваль-
ном ГРП, т.е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необхо-
димо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ и устанав-
ливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5.	Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной сме-
сью. Часто малая эффективность освоения нагнетательных сква-
жин или малые приемистости являются результатом быстрого
загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частица-
ми, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесча-
ной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементиро-
вочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водо-
вода выходит густая, черная водопесчаная смесь с ржавчиной,
но через 20...30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки,
вода светлеет, и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до
следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину
потери на трение в водоводах. Другим способом очистки водово-
дов является применение стойких гелевых пробок-скребков, ко-
торые после прокачки через необходимое количество труб легко
разлагается при добавке соответствующих химических реагентов.
6.	Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов
под высоким давлением, превышающим нормальное давление
нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую ес-
тественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают
три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давле-
ние, при котором естественные трещины в пласте расширяются,
и поглотительная способность скважины резко возрастает. Та-
кая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП,
после которого в пласте происходит необратимый процесс рас-
крытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются
взвесь и глинистые осадки.
82
7.	Предварительная обработка горячей водой или нефтью не-
фтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления
парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах.
Подогрев осуществляют от передвижных паровых установок
(ППУ), смонтированных на автомобильной транспортной базе.
Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем
растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент
поглотительной способности увеличивается с ростом давления
нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали,
что при этом возрастает и интервал поглощения, а следователь-
но, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в резуль-
тате увеличения площади естественных трещин и присоедине-
ния дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения
жидкости.
Для расширения интервала поглощения в скважину закачи-
вают 2...5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на
1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой бар-
ды (ССБ) вязкостью примерно 500-10 3 Па-с для уплотнения по-
глощающего прослоя. При последующем увеличении давления
нагнетания таким приемом удается расширить интервал погло-
щения и выравнять или расширить профиль приемистости. При
получении отрицательных результатов закачанная известковая
суспензия растворяется слабым раствором НО и последующей
промывкой скважины.
2.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
2 2 1 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
СВАБИРОВАНИЕМ И ТАРТАНИЕМ
Для освоения скважин с помощью метода тартания и сваби-
рования применяется комплекс оборудования для свабирования
скважин КСС-1, обеспечивающий безопасный вызов притока
жидкости при освоении с давлением на устье до 14 МПа в уме-
ренной и умеренно-холодной климатической зоне (климатичес-
кие районы по ГОСТ 16350-80) [13].
83
Принцип действия комплекса КСС-1 основан на подъеме из
скважины жидкости свабом по колонне насосно-компрессор-
ных труб при герметичном устье скважины. Поднимаемая сква-
жинная среда: пластовая и техническая вода, буровой раствор,
технологическая жидкость глушения, нефть, эмульсия плотнос-
тью до 1,2-103 кг/м3, вязкостью до 100 мПа-c с содержанием аг-
рессивных сред по объему не более: сероводорода 6%, углекис-
лого газа и серы 2%. Комплекс оборудования КСС-1 включает
передвижной агрегат, рабочую площадку, комплекты устьевого
и иного оборудования. Передвижной агрегат обеспечивает раз-
мещение оборудования и транспортировку его к скважине, мон-
таж и демонтаж устьевого оборудования, обеспечивает спуск в
скважину и подъем из нее грузов, шаблонов, спуск в скважину и
приведение в возвратно-поступательное движение с заданной
скоростью и длиной хода свабов, контроль за положением и ско-
ростью сваба, извлечение сваба из скважины, управление рабо-
чим превентором и лубрикатором, сбор утечек жидкости через
сальник и жидкости из полостей устьевого оборудования перед
его демонтажом, обеспечивает приведение оборудования в транс-
портное положение. Рабочая площадка служит для обеспечения
безопасных условий труда при выполнении работ на устье сква-
жины (монтаж и демонтаж устьевого оборудования, спуск в сква-
жину и извлечение свабов, грузов, шаблона). Устьевое оборудо-
вание включает аварийный и рабочий превенторы, спайдер, луб-
рикатор и сальник для ленты или каната служит для герметиза-
ции скважины как при свабировании, так и извлечении сква-
жинного оборудования после окончания процесса. В том числе,
спайдер обеспечивает удержание грузов при спуске в скважину
и извлечении из нее, рабочий превентор герметизирует устье
скважины, лубрикатор в сочетании с превентором обеспечивает
извлечение свабов из скважины без разгерметизации устья, саль-
ник, уплотняя тяговый орган, герметизирует скважину в про-
цессе парования и при подъеме сваба из скважины.
Аварийный превентор позволяет герметизировать скважину
при выходе из строя устьевого оборудования как при наличии
ленты или каната, так и без нее. Скважинное оборудование вклю-
чает свабы (плашечный и манжетный), грузы, вертлюги, якорь,
клапаны и служит для подъема из скважины жидкости. Грузы
обеспечивают движение свабов вниз. Клапаны — всасывающий,
84
обеспечивает работу сваба в насосном режиме, т.е. без выхода из
под уровня жидкости в скважине, и перепускные — позволяют
расширить технологические возможности комплекса, в частно-
сти обеспечивают возможность освоения скважин со спущен-
ным эксплуатационным оборудованием. Вид развернутого ком-
плекса при освоении скважины показан на рис. 2.2.1.
Рис. 2.2.1. Комплекс оборудования КСС-1:
1 — передвижной агрегат; 2 — основная лебедка; 3 — кабина оператора;
4 — стальная лента, 5 — мачта, 6 — рабочая площадка; 7 — выносные
опоры; 8 — электродвигатель; 9 — сальник для ленты, 10 — лубрикатор;
11 — спайдер, 12 — превентор, 13 — сваб; 14 — груз, 15 — манометр;
16, 17, 19— запорные органы устьевой арматуры; 18— запорный орган
с дистанционным управлением, 20 — запорный орган на сборном кол-
лекторе
85
Технические характеристики КСС-1
Тяговое усилие основной лебедки
(при минимальном диаметре навивки), кН............30
Скорость подъема (спуска) сваба
плавно регулируется, м/с.........................0,1...3,0
Тяговый орган сваба — стальная лента сечением, мм .. 50х(0,8...1,2)
Емкость бобины основной лебедки
(при толщине ленты 0,8 мм), м.................... 2000
Грузоподъемность вспомогательной лебедки, кН.....4
Скорость подъема (спуска) крюка
вспомогательной лебедки, м/с.....................до 0,2
Привод комплекса от двигателя автомобиля или
от электродвигателя, при подключении к промысловой
трехфазной электросети:
напряжением, В................................380
частотой, Гц..................................50
Максимальная мощность,
потребляемая от двигателя автомобиля, кВт.........80
Высота мачты комплекса без удлинительной
вставки от уровня земли, мм...................... 8500
Высота мачты комплекса с удлинительной
вставкой от уровня земли, мм..................... 11000
Рабочее давление устьевого оборудования, МПа..... 14
Диаметр проходного канала
устьевого оборудования, мм........................76
Осевая нагрузка, воспринимаемая спайдером, кН....30
Свабы под трубы внутренним диаметром, мм.........59...62
Масса комплекта грузов, кг.......................200
Габариты пола складной площадки, мм.............. 1500x1600
Высота установки площадки, мм.................... 1300...1800
Габаритные размеры комплекса в транспортном положении, м:
длина.............................................. 10
ширина........................................2,75
высота........................................3,8
Масса комплекса оборудования, кг................. 18200
86
В агрегате комплекса оборудования КСС-1 используется гид-
ропривод основной и вспомогательной лебедок, опор, механиз-
ма подъема мачты, рабочего превентора и сальника для ленты.
Объемный гидропривод обеспечивает требуемое сочетание
свойств: взрывобезопасность; широкий диапазон плавного регу-
лирования скорости исполнительных органов; простоту обеспе-
чения автоматических режимов работы; отсутствие жесткой свя-
зи между насосами и исполнительными органами, что позволя-
ет рационально компоновать оборудование; устойчивость рабо-
ты изменения режимов нагружения; высокий КПД; простоту
защиты от перегрузок; простоту управления; возможность ши-
рокого применения серийных изделий; наименьшую металло-
емкость. Передвижной агрегат смонтирован на шасси автомо-
биля высокой проходимости КрАЗ и содержит раму с установ-
ленным на ней редуктором, на выходном валу которого закреп-
лена бобина основной лебедки с тяговой лентой. На раме также
смонтирована раздаточная коробка с блоком силовых насосов,
приводимых в действие от электродвигателя или от коробки от-
бора мощности автомобиля. Для снятия нагрузки с шасси авто-
мобиля и придания большей устойчивости при работе агрегата,
служат выносные опоры 7, закрепленные на поперечной балке
рамы агрегата. Управление и контроль работой комплекса обо-
рудования осуществляется из кабины оператора. Все составные
части комплекса оборудования размещены на передвижном аг-
регате, что обеспечивает высокую транспортабельность обору-
дования. При компоновке на раме агрегата учитывалось требо-
вание обеспечения равномерной загрузки рамы и обеспечения
положения центра тяжести агрегата, не ухудшающего ходовые
качества и устойчивость транспортной базы. Гидросистема ком-
плекса выполнена двухконтурной по открытой схеме. В системе
управления главной лебедкой (в первый контур) введен тормоз-
ной клапан и напорный золотник, обеспечивающие устойчивую
работу системы на всех режимах, в том числе и с «попутной»
нагрузкой. Вспомогательная лебедка включена во второй контур
гидросистемы. В гидросистему введен аккумулятор, который,
наряду с ручным насосом, обеспечивает возможность управле-
ния устьевым оборудованием, гидроцилиндром мачты и вынос-
ными опорами в случае выхода из строя насоса второго контура
системы или остановки приводного двигателя. Все элементы и
87
узлы схемы выполнены с учетом требований взрывобезопаснос-
ти, в частности применена искробезопасная электрическая цепь.
Пульт управления обеспечивает управление работой комп-
лекса оборудования и включает блоки указателя скорости, ука-
зателя глубины, предварительный усилитель громкоговорящей
связи, счетчик циклов, кнопки и тумблеры управления, опти-
ческие и звуковой индикаторы режимов работы привода и ава-
рийного состояния, приборы контроля двигателя автомобиля.
Органы управления, контрольно-измерительные приборы и блоки
электросхемы: питания, обработки и пульт управления разме-
шены в кабине оператора. Пульт оператора выполнен с учетом
эргономических требований к конструкции и размещению орга-
нов управления, приборов, индикаторов. Для обеспечения нор-
мальных условий труда в кабине оператора служит система ото-
пления и вентиляции.
Система имеет возможность направлять поток воздуха, иду-
щего от теплообменника, в кабину оператора или на устье сква-
жины. Возможна также подача воздуха и в кабину и на устье
одновременно.
Для обеспечения нормальных условий труда на устье скважи-
ны при выполнении монтажа и демонтажа устьевого оборудова-
ния, спуске и извлечении скважинного оборудования и т.д. слу-
жит рабочая площадка, шарнирно соединенная с рамой агрега-
та. В рабочем положении площадка может выставляться по вы-
соте от 1300 до 1800 мм от уровня земли в зависимости от высо-
ты устьевого оборудования скважины. Установка площадки и ее
приведение в транспортное положение производятся с помо-
щью вспомогательной лебедки агрегата.
Комплект устьевого оборудования комплекса КСС-1 показан
на рис. 2.2.2. Аварийный превентор выполнен по обычной схеме
плашечного превентора с ручным управлением. Его техническая
характеристика: рабочее давление 14 МПа; условный проход 76 мм;
габариты: высота 150 мм, длина 796 мм, ширина 250 мм, масса
61 кг. Рабочий превентор выполнен по типовой схеме универ-
сального превентора, отличается малыми габаритами и металло-
емкостью (рис. 2.2.3). Техническая характеристика рабочего пре-
вентора: давление герметизируемой среды до 14 МПа; управле-
ние — дистанционное, гидравлическое; давление в системе уп-
равления до 10 МПа; проходной канал диаметром 76 мм; мини-
88
V
в бак сбора утечек
Рис. 2.2.2. Комплект устьевого оборудования комплекса КСС-1
1 — переходная катушка; 2 — аварийный превентор; 3 — рабочий превен-
тор; 4 — спайдер; 5 — секции лубрикатора; 6 — сальник для ленты; 7 —
манометр; 8, 9 — запорные вентили; 10 — концевой выключатель
мальный диаметр герметизируемого груза — 40 мм; габариты:
высота 380 мм; диаметр 210 мм; масса 56 кг. Спайдер (рис. 2.2.4)
содержит корпус 1, в котором закреплены направляющие 2, в ко-
торых установлена плашка 3, приводимая в движение винтом 4,
выполненным с двумя резьбами, причем шаг резьбы в соедине-
нии с плашкой в 2 раза больше, чем в соединении с крышкой 5,
жестко скрепленной с корпусом при помощи гайки 7. Благодаря
89
Рис. 2.2.3. Рабочий превентор:
1 — корпус; 2 — кольцевой поршень, 3 — армированный уплотнитель;
4 — крышка; 5 — проставка; 6 — стопорный винт; 7 — винты; 8 —
фланец; 9 — кольцо; 10 — соединение гибких рукавов; 11, 13— вентиль;
12 — переходник; 14 — манжеты
двойной разнице в шаге резьб, при вращении винта 4 рукояткой
6 плашка и винт движутся навстречу друг другу с одинаковым
перемещением на каждый оборот винта, что наряду со специ-
альной формой отверстия в плашке (разрез А-А на рис. 2.2.4)
обеспечивает зажим цилиндрического груза разного диаметра с
сохранением его положения по оси. Техническая характеристи-
ка спайдера: рабочее давление 14 МПа: проходной канал диа-
метром 76 мм; диаметр удерживаемых грузов от 35 до 70 мм;
рабочее осевое усилие — 30 кН; габариты: высота 250 мм; длина
725 мм; ширина 155 мм; масса 49 кг.
90
2
Рис. 2.2.4. Спайдер:
1 — корпус; 2 — направляющие; 3 — плашка; 4 — винт; 5 — простав-
ка; 6 — рукоятка; 7 — крышка; 8 — кольцо; 9 — уплотнитель; 10 —
грундбукса; 11 — накидная гайка
Лубрикатор (рис. 2.2.5) с сальником для герметизации сталь-
ной ленты состоит из двух секций. Нижняя секция представляет
собой трубу 1 с фланцами. В верхней секции размещены пружи-
на-амортизатор 8 и датчик входа сваба в лубрикатор, включаю-
щий втулку 7, взаимно уравновешенные от действия внутренне-
го давления толкатели 10, 11, взаимодействующие через подпру-
жиненные полукольца 12, 13 с концевым выключателем 14, со-
единенным с системой управления агрегата и дающим сигнал на
остановку привода при упоре сваба во втулку 7. Техническая
характеристика лубрикатора: рабочее давление 14 МПа; проход-
91
Рис. 2.2.5. Лубрикатор:
1,5— трубы; 2, 3, 6 — фланцы; 4 —
муфта; 7— втулка; 8— пружина-амор-
тизатор; 9 — регулировочная гайка;
10, 11 — толкатели; 12, 13 — полу-
кольца; 14— концевой выключатель;
15 — пружины, 16 — болты; 17, 19 —
гайки, 18 — шпильки; 20— уплотни-
тельные кольца; 21 — полухомуты;
22 — уплотнительная прокладка .
Рис. 2.2.6. Скважинное
оборудование КСС-1:
1 — лента; 2 — узел креп-
ления ленты; 3 — вертлюг;
4 — сваб; 5 — якорь; 6 —
грузы; 7 — колонна насос-
но-компрессорных труб;
8 — ловитель клапана; 9 —
клапан; 10 — седло кла-
пана
92
ной канал диаметром 76 мм; рабочий ход пружины-амортизато-
ра 400 мм; рабочее усилие амортизатора — 30 кН; габариты:
высота 2565 мм; длина 280 мм; ширина 225 мм; масса 53 кг.
Скважинное оборудование комплекса КСС-1 показано на рис.
2.2.6. Конструкция свабов представлена на рис. 2.2.7.
s
Рис. 2.2.7. Свабы:
а — плашечный: 1 — корпус; 2 — муфта; 3 — перегородки; 4 — плашки;
5 — пружины; 6 — шарик клапана; 7 — седло клапана; 8, 9 — перевод-
ники; б — манжетный: 1 — мандрель; 2 — корпус перепускного клапа-
на; 3 — основание манжеты; 4 — армирующие элементы; 5 — манжета;
6 — седло, 7 — кольцо; 8 — седло перепускного клапана; 9 — шарик;
10 — пружина; 11 — пробка; 12 — переводник; 13 — упорное кольцо;
14 — перепускной канал
93
Плашечный сваб выполнен с металлическими уплотнитель-
ными элементами, обеспечивающими уплотнение лабиринтно-
го типа и предназначен для освоения скважин в осложненных
условиях (повышенная вязкость продукции; наличие мехприме-
сей и других загрязнений в скважине, освоение с применением
термических методов и т.п.). Сваб манжетного типа обеспечива-
ет меньшие утечки жидкости и его применение целесообразно
при откачке маловязкой жидкости из малодебитных скважин с
больших глубин, а также в ряде других случаев, когда скорость
подъема сваба ограничена из-за каких-либо осложнений. Ман-
жета 5 сваба (см. рис. 2.2,7, б) выполнена из эластичного мате-
риала (резины, полиуретана и т.п.) и армирована для обеспече-
ния прочности и износостойкости металлическим каркасом 4.
Манжета установлена на мандрели 1 крестообразного сечения с
возможностью ограниченного осевого перемещения и упором
на седло 6. В результате манжета выполняет функции нагнета-
тельного клапана, поднимаясь до упора при ходе сваба вниз,
пропуская жидкость по каналам мандрели, открывает проход
жидкости при ходе сваба вверх, садясь основанием 3 на седло
корпуса 6. Сваб снабжен перепускным предохранительным кла-
паном 8, 9, обеспечивающим сброс части столба жидкости через
сваб при его чрезмерном погружении под уровень жидкости в
скважине. Настройка перепускного клапана в каждом конкрет-
ном случае выполняется регулированием поджатия пружины 10
пробкой 11. При необходимости уменьшения утечек жидкости
свабы могут соединяться последовательно. Техническая харак-
теристика свабов:
Плашечный сваб'. длина — 1385 мм; диаметр корпуса — 59 мм;
максимальный диаметр при полном выходе плашек — 63,5 мм;
масса — 25 кг.
Манжетный сваб', длина — 935 мм; диаметр манжеты — 61,5
или 15 мм; диаметр корпуса — 56 мм; максимальное давление
настройки перепускного клапана — 2,0 МПа; масса — 9,6 кг.
Якорь предназначен для предотвращения выброса сваба при
освоении скважин, в которых может возникнуть фонтанирова-
ние или выбросы нефти и газа. Якорь содержит корпус в виде
стакана с окнами в боковой стенке, в которых размещены плаш-
ки, фиксируемые в исходном положении заподлицо с наруж-
ной поверхностью корпуса пружинами. В нижней части корпу-
94
са выполнены каналы, сообщающие внутреннюю полость яко-
ря с по-лостью НКТ. При резком возрастании давления под
свабом и скорости по-тока жидкости в зазоре между свабом и
внутренней стенкой НКТ в результате начала фонтанирования
плашки якоря выдвигаются и прижимаются к стенке труб под
действием перепада давления. Так обеспечиваются торможе-
ние сваба и предотвращение его выброса потоком жидкости и
газа.
В связи с тем что в эксплуатации на нефтяных и газовых
промыслах находится большое число подъемных агрегатов для
подземного и капитального ремонтов скважин (АзИНМАШ-37,
А2-32, А-50 и др.) и благодаря наличию на этих агрегатах лебе-
док с характеристиками, позволяющими их эффективное исполь-
зование для свабирования, были созданы модификации комп-
лекса оборудования для свабирования скважин на базе подъемно-
го агрегата для подземного ремонта скважин типа АзИНМАШ-37
для работы со стальным канатом в качестве тягового органа сва-
ба. Основные составные части устьевого и скважинного обору-
дования этого комплекса унифицированы по конструкции с
описанным оборудованием комплекса КСС-1 (за исключением
узла герметизации каната на устье скважины и крепления тяго-
вого органа сваба) [13].
Технические характеристики комплекса для свабирования
на базе АзИНМАШ-37
Тяговый орган — стальной канат диаметром, мм...........15
Максимальное тяговое усилие на канате, кН..............70
Емкость барабана для каната, м...................... 2000
Скорость сваба, м/с...................................До	4
Время одного хода сваба в среднем, мин..............6...	10
Средняя производительность (за ход сваба), м3...........1
Рабочее давление устьевого оборудования, МПа............7
Диаметр проходного канала устьевого оборудования, мм.....76
Плашечный превентор (аварийный) обеспечивает возможность
герметизации скважины при наличии в канале каната и без него
высота превентора, мм................................ 250
масса, кг.............................................. 62
95
Универсальный превентор с дистанционным гидравлическим
управлением обеспечивает герметизацию скважины при извле-
чении грузов в случаях, когда их общая длина превышает длину
лубрикатора
высота превентора, мм................................465
масса, кг.............................................60
Спайдер обеспечивает удержание грузов осевым усилием до 30 кН,
применяется при работе с универсальным превентором
высота, мм...........................................330
масса, кг.............................................45
Устьевой сальник для герметизации каната с двумя уплотнениями и
камерой между ними для сбора и отвода утечек, в которую также
может принудительно нагнетаться вязкая запорная жидкость или ней-
трализатор сероводорода, управление сальником дистанционное гид-
равлическое
высота сальника, мм.................................590
масса, кг............................................32
Лубрикатор с датчиком входа сваба
высота, мм ....................................... 5000
масса, кг............................................47
(вариант для работы с универсальным превентором имеет высоту
1700 мм, массу 18 кг).
Свабы для труб с номинальным внутренним диаметром 62 мм (ман-
жетный резино-металлический длиной 370 мм, массой 3 кг, с допусти-
мым давлением 40 МПа; металлический плашечный длиной 510 мм,
массой 5 кг, с нелимитируемым напором).
Контролируемые параметры при свабировании: нагрузка на канат,
скорость и местоположение сваба, вход сваба в лубрикатор.
Разработана также модификация комплекса в безмачтовом
варианте для случаев совместного применения с агрегатом для
подземного или капитального ремонта скважин (когда сваби-
рование проводится в процессе ремонта скважины и демон-
таж подъемного агрегата на время свабирования нецелесооб-
разен).
96
2.2.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
КОМПРЕССОРНЫМ СПОСОБОМ
В процессе освоения скважины компрессорным способом
наиболее часто применяют передвижные компрессорные ус-
тановки поршневого типа с дизельным приводом (рис. 2.2.8).
Техническая характеристика некоторых из них представлена в
табл. 2.2.1 [14, 15].
Таблица 2.2.1
Характеристика передвижных компрессорных установок
Показатель	Марка компрессора			
	КВД-Б	КВД-г	КВД-ГА2	квд-м
Подача, м/с			0,00277	
Абсолютное давление, МПа: всасывания нагнетания			0,1 6,1	
Температура всасывания, °C			+40	
Частота вращения, с-1			13,3	
Габариты, мм			335x300x635	
Потребляемая мощность, кВт			3,4	
Масса, кг			68	
Привод	Бензиновый двигатель		Электродвигатель	
Тип	УД-2	4А100 В4 (исп. М101)	4А100 В4 (исп. М101)	АМ51-4
Частота вращения, с '1	36,6	23,8	23,8	24,2
Мощность, кВт	4,4	4	4	4,5
Напряжение, В	-	220/380	220/380	220/380
	Компрессорная установка			
Габариты, мм	900x570x7701	840x400x770	1460x43,5x1210	-
Масса, кг	240	195	260	-
7 Ивановский
97
5
Всасывание
Рис. 2.2.8. Общий вид компрессорной установки КПУ 16/100:
1 — установка вентилятора и радиаторов, 2 — двигатель;
3 — компрессор, 4 — фургон; 5 — холодильник воздуха
Автоматика и электрооборудование обеспечивают централи-
зованное наблюдение, контроль основных параметров, пуск и
остановку дизеля и компрессора, отключение компрессора и
дизеля при аварийных режимах с подачей светового и звукового
сигналов.
Технические характеристики установок приведены в табл. 2.2.2.
Технические характеристики КПУ
Таблица 2.2.2
Показатель	КПУ-16/100	КПУ-161/250
Двигатель Марка Тип Мощность, кВт Частота вращения коленчатого вала, мин-1	1Д12Б V-образный четырехтактный дизель 309 1500	1Д12Н-500 V-образный четырехтактный дизель с турбонаддувом 368 1600
Заправочная масса* топлива, кг масла, кг	500 55	
Удельный расход топлива, г/(кВт ч)	228	226
98
Продолжение табл. 2.2.2
Показатель	К.ПУ-16/100	КПУ-161/250
Удельный расход масла, г/(кВт ч)		5,1
Компрессор Марка Рабочее давление, МПа	6М5-16/100 пятиступенчатый на оппозитной базе 9,81	6М5-16/250 шестиступенчатый на оппозитной базе 24,5
Подача по условиям всасывания, м3/мин		16
Мощность, потребляемая на валу, кВт	255	294
Частота вращения вала, мин-1		750
Число ступеней сжатия	5	6
Длина хода поршня, мм		50
Число цилиндров по ступеням сжатия. I II III IV V VI Внутренние диаметры цилиндров компрессоров по ступеням, мм- I II III IV V VI	2 2 1 1 2 310 190 220 160 65	2 2 1 1 1 1 305 190 220 160 85 58
Система смазки	Принудительная от многоплунжерного насоса Циркуляционная под давлением от шестеренного насоса КС-19	
Ходовая часть Прицеп Грузоподъемность, т	Автоприцеп ЧМЗАП-5524 23	
99
К основным из конструктивных, технологических, экономи-
ческих и эксплуатационных показателей относятся:
•	простота конструкции благодаря отсутствию кривошипно-
ша-тунного механизма, механизма передачи мощности от дви-
гателя компрессору, маховиков, газораспределительного меха-
низма и ряда других деталей, обязательных для компрессорных
установок с приводом от ДВС;
•	полное динамическое равновесие газовых сил и сил инер-
ции движущихся поршневых групп, в связи с чем не требуется
сооружение массивных фундаментов и рам для установки ДК-10;
•	относительно небольшая масса и габариты; высокая топ-
ливная экономичность, являющаяся результатом высокого КПД,
обеспечиваемого непосредственной передачей энергии от пор-
шней двигателя к поршням компрессора, высоким индикатор-
ным КПД двухтактного двигателя с прямоточной продувкой и
наддувом;
•	хорошие пусковые качества благодаря высокой степени
сжатия и высокой температуре воздушного заряда, гарантирую-
щие безотказность самовоспламенения топлива; в отличие от
обычных ДВС дизель-компрессор может запускаться при тем-
пературе окружающего воздуха до -20 °C без предварительного
подогрева;
•	способность к самоостановкам при поломках деталей дви-
жения, увеличении сил трения и превышении допустимых: дав-
лений.
Станция АК-7/200 — передвижной компрессорный агрегат ав-
тономного действия состоит из двух дизель-компрессоров ДК-10,
установленных на раме-санях.
Система пуска, питания топливом, предпускового подогрева,
электрооборудование и средства контроля — общие для обоих
дизель-компрессоров. Остальные системы индивидуальны для
каждого из них. Такая конструкция систем позволяет дизелям-
компрессорам работать как совместно, так и независимо друг от
друга.
Система охлаждения — замкнутая, циркуляционная. Ола со-
стоит из блока охлаждения, соединительных водопроводов и за-
порной арматуры. Блок охлаждения установлен сзади каждого
дизель-компрессора и включает в себя радиатор, два вентилято-
ра, циркуляционный насос, газовую турбину, работающую на
юо
выхлопном газе дизель-компрессора. Газовая турбина служит
приводом водяного насоса и вентилятора.
Механизмы блока охлаждения смонтированы на трубчатой
сварной раме.
Очистка всасываемого воздуха осуществляется воздушными
фильтрами автомобильного типа, которые размещены в ящиках
с целью исключения попадания воздуха из внутренней полости
агрегата.
Система питания топливом состоит из топливного бака, филь-
тров предварительной и тонкой очистки топлива. Из топливно-
го бака топливо самотеком через фильтры поступает в поплав-
ковую камеру, откуда топливным насосом подается на форсун-
ки двигателя. Продукты сгорания топлива по газоотводящей трубе
поступают на газовую турбину, которая за счет энергии выхлоп-
ных газов приводится во вращение. После расширения в турби-
не газ по выхлопной трубе выбрасывается в атмосферу.
Запуск ДК-10 осуществляется сжатым воздухом, для чего пре-
дусмотрены два воздушных пусковых баллона. Первоначально
баллоны заполняются от постороннего источника. Их дальней-
шее заполнение производится от дизель-компрессоров агрегата.
Снижение давления воздуха с 20,0 МПа до пускового, равного
4,0 МПа, осуществляется пусковым редуктором. Сжатый воздух
поступает к клапану-распределителю, затем в компрессорные
ступени дизель-компрессоров.
При температуре окружающего воздуха ниже -20 °C дизель-
ком-прессоры перед пуском подогреваются с помощью форсу-
ночного подогревателя. Посредством трубопроводов и запорных
элементов подогреватель включается последовательно в систему
охлаждения каждого ДК-10.
Все оборудование размещено внутри съемного цельнометал-
лического кузова с откидными люками, обеспечивающими дос-
туп к механизмам агрегата. В левом заднем углу кузова размеще-
на теплозвукоизолированная кабина машиниста, куда вынесен
щит с приборами контроля и управления, а также кнопка мгно-
венного останова дизель-компрессора. Для обеспечения нормаль-
ных условий работы в зимнее время кабина машиниста обогре-
вается.
Система электрооборудования обеспечивает питание током
приводов подогревателя и отопителя, освещения кузова и на-
101
ружного воздухопровода. Источники тока — аккумуляторные ба-
тареи, которые заряжаются от генераторов тока, установленных
на блоках охлаждения. Управление станцией ручное.
В комплект агрегата входят воздухопроводы и необходимая
арматура для подсоединения его к скважине.
Станция ДКС-7/200А — передвижная, автономного действия
установка на базе двух дизель-компрессоров ДК-10. Дизель-ком-
прессоры и системы станции (охлаждения, всасывания, пред-
пускового подогрева, выхлопа, воздухопровода высокого давле-
ния, дистанционного контроля и электрооборудования) смон-
тированы на платформе автомобиля повышенной проходимости
КрАЗ-2555 и укрыты съемным металлическим кузовом с дверью
и окнами [15].
Системы воздухопроводов высокого давления, предпусково-
го подогрева, питания топливом и электрооборудования — об-
щие для дизель-компрессоров (рис. 2.2.9). Однако это не ис-
ключает возможности совместной и раздельной их работы. Уп-
равление станцией — ручное, непосредственное.
В кабине автомобиля расположены: рабочее место машини-
ста компрессорной станции, щит дистанционного контроля с
устройствами для аварийного останова дизель-компрессоров и
дублирующими приборами контроля давления воздуха по сту-
пеням, температуры и давления охлаждающей жидкости на
входе в дизель-компрессор, давления масла в редукторе тур-
бины.
Воздухопровод высокого давления, предназначенный для за-
полнения пусковых баллонов и подачи сжатого воздуха к потре-
бителю, состоит из двух пусковых баллонов, трубопроводов, за-
порной и предохранительной арматур, клапана редукционного
и приборов контроля за давлением при пуске и работе дизель-
компрессоров. Запуск дизель-компрессоров — воздушный, по-
луавтоматический от пусковых баллонов, емкость которых по-
зволяет производить 10... 12 пусков без дозаправки от работаю-
щих дизель-компрессоров.
Первоначальное заполнение пусковых баллонов и пуск ди-
зель-компрессоров производятся от постороннего источника
сжатого воздуха.
102
Рис. 2.2.9. Дизель-компрессорная станция:
1 — глушитель; 2 — капот; 3 — воздухоочиститель; 4 — топливный бак;
5 — топливный бак дизеля; 6 — холодильник II ступени; 7 — подогре-
ватель ПЖД-600; 8 — холодильник IV ступени; 9 — холодильник I сту-
пени; 10 — цилиндр; 11 — бак расширительный; 12 — блок охлажде-
ния; 13 — клиноременная передача; 14 — водопровод; 75 — система
смазки компрессора; 16 — компрессор 2МВ4-9/101; 17 — рама; 18 —
щит управления; 19 — система подогрева выхлопными газами
Система охлаждения жидкостная, замкнутая, предназначена
для обеспечения эффективного отвода тепла от цилиндров дви-
гателя и от стенок четырех компрессорных цилиндров и охлаж-
дения сжатого воздуха в межступенчатых воздушных холодиль-
никах. Система охлаждения станции состоит из системы охлаж-
дения дизель-компрессора, блока охлаждения и водопроводов.
В блок охлаждения входят радиатор, вихревой водяной насос,
два четырехлопастных вентилятора, радиальная активная турби-
на для привода водяного насоса, генератора тока, вентилятора,
один из которых насажен непосредственно на выходной вал ре-
дуктора турбины. Турбина работает от выхлопных газов дизель-
103
компрессора, которые по газоотводящим трубам и компенсато-
ру поступают к турбине. Для обеспечения надежного и плавного
запуска турбины к газоотводящей трубе подсоединена посред-
ством компенсатора буферная емкость.
Подача дизельного топлива из баков к щелевому фильтру топ-
ливного насоса дизель-компрессора осуществляется при избы-
точном давлении, создаваемом воздухом ресивера продувок. За-
порная арматура из топливопровода позволяет заправлять баки
топливом последовательно при работающих дизель-компрессорах.
Система всасывания состоит из маслозаполненных фильтров,
коллектора и отводящего трубопровода, по которому очищенный
воздух поступает во всасывающие полости дизель-компрессора.
В систему электрооборудования станции входят две стартер-
ные аккумуляторные батареи, щиток управления освещением и
подогревателем, генераторы и реле-генераторы. Система подо-
грева состоит из подогревателя безлампового типа, бачка и филь-
тра топливных водопроводов и топливопроводов.
Система подогрева предназначена для нагрева охлаждающей
жидкости и дизель-компрессора перед запуском в зимнее время
при температуре окружающего воздуха ниже -20 °C.
Станция ДКС-3,5/200Тп — самоходная компрессорная стан-
ция, предназначенная для работы в районах с тяжелыми дорож-
ными и суровыми климатическими условиями. Смонтирована
она на плавающем гусеничном транспорте ГТ-Т. Вдоль продоль-
ной оси установлен один дизель-компрессор ДК-10. Все обо-
рудование изолировано от воздействия атмосферных осадков ку-
зовом с металлической крышей и откидными бортами. Щит с
приборами контроля и управления установлен в кабине водителя.
Станция укомплектована необходимой арматурой и устрой-
ствами для подсоединения к скважине.
Станция ДКС-3,5/400Б — передвижная компрессорная стан-
ция в блочном исполнении, предназначенная для освоения глу-
боких разведочных скважин в различных природно-климатичес-
ких зонах. Оборудование ее смонтировано на транспортировоч-
ной раме и укрыто цельнометаллическим кузовом. Блоки могут
работать параллельно. Число блоков определяется объемами
потребляемого воздуха при технологических процессах.
Станция может перевозиться различными транспортными
средствами, имеющими грузоподъемность не ниже 3,5 т.
Ю4
X
2 2 3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
СПОСОБОМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ
При освоении скважин путем замещения технологических
жидкостей применяются многочисленные передвижные или ста-
ционарные насосные установки. Среди них наиболее часто при-
меняются промывочно-продавочные агрегаты ППА-200; агрега-
ты для депарафинизации скважин типа АДПМ-12/150-У1; це-
ментировочные агрегаты типа ЦА-320, ЦА-400, ЦА-32, ЦА-32У;
агрегаты кислотной обработки скважин типа АНЦ-32/50, АЗК-32,
АКОС-32 или АКОС-1 [15, 16].
Агрегат промывочно-продавочный ППА-200 (рис. 2.2.10) пред-
назначен для нагнетания в скважины различных неагрессивных
жидких сред в процессе ремонта, а также при проведении дру-
гих промывочно-продавочных работ. В состав агрегата входят:
насос поршневой двухцилиндровый двухстороннего действия
горизонтальный; коробка отбора мощности; емкость для техно-
логической жидкости; трубопровод обвязки насоса; емкость за-
порной арматуры; напорный трубопровод с шарнирными коле-
нами и запорной арматурой высокого давления для обвязки аг-
регата с устьем скважины.
Агрегат смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-65101.
Технические характеристики агрегата ППА-200
Полезная мощность, кВт........................32
Частота вращения вала двигателя, об/мин.......2100
Насос поршневой...............................АПЦ-32
Диаметр сменных втулок, мм....................100, 115, 127
Давление максимальное, МПа....................32
Подача максимальная, л/с......................21
Вместимость цистерны, м3......................5
Условные диаметры трубопроводов, мм:
приемная линия насоса.........................100
напорная линия насоса.........................50
Габариты, мм.................................. 9750x2500x3500
Масса, кг..................................... 18385
105
Рис. 2.2.10. Агрегат промывочно-продавочный ППА-200
Агрегат для депарафинизации нефтяных скважин АДПМ-12/
150-У1 (рис. 2.2.11) предназначен для депарафинизации сква-
жин горячей нефтью при температуре воздуха от -45 до +40 °C.
Наличие технологических и вспомогательных трубопроводов дает
возможность быстро подключать агрегат к скважине и емкости с
нефтью. Агрегат легко запускается в работу, нефть нагревается
до установленной температуры за 20 мин с момента пуска.
Рис. 2.2.11. Агрегат для депарафинизации скважин АДПМ-12/150-У1
106
В конструкции агрегата применена независимая трансмиссия
привода основного насоса и топливного насоса с вентилятором,
что обеспечивает при необходимости предварительный подогрев
котла без запуска нагнетательного насоса. Агрегат выпускается
на шасси «Урал-4320» и КрАЗ-65101.
Технические характеристики агрегата АДПМ-12/150-У1
Производительность по нефти, м3/ч.......12,0
Температура нагрева нефти, °C...........150
Давление рабочее, МПа (кгс/см2).........16 (160)
Топливо для нагревателя.................дизельное
Нагреваемая среда.......................нефть сырая
Нагнетательный насос....................трехплунжерный
1.3ПТ-50Д2
Насос топливный.........................шестеренчатый
ШФ0,6-25Б
Габариты, мм............................ 8195x3560x2500
Масса, кг............................... 17500
Агрегат цементировочный АЦ-32 (рис. 2.2.12) предназначен
для нагнетания различных жидких компонентов при цементи-
Рис. 2.2.12. Агрегат цементировочный АЦ-32
107
ровании скважин в процессе бурения и капитального ремонта,
а также при проведении других промывочно-продавочных работ
в нефтяных и газовых скважинах. Монтируется на шасси авто-
мобиля КрАЗ.
Технические характеристики АЦ-32
Полезная мощность, кВт........................108,0
Частота вращения вала двигателя, с 1 (об/мин).35 (2100)
Насос поршневой цементировочный...............НПЦ-32
Давление максимальное, МПа....................32
Подача максимальная, л/с......................23
Насос водяной.................................ЦНС-38-154
Давление максимальное, МПа....................15
Подача максимальная, л/с......................10
Двигатель привода водяного насоса.............ГАЗ-52А
Вместимость мерного бака, м3..................6,4
Вместимость бака для подготовки цемента, м3...0,25
Габариты, мм ................................. 10150x2650x3300
Масса, кг.....................................16610
Агрегат для кислотной обработки скважин АНЦ-32 (рис. 2.2.13)
предназначен для транспортирования ингибированной соляной
Рис. 2.2.13. Агрегат для кислотной обработки скважин АНЦ-32
108
кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при солянокис-
лотной обработке призабойных зон скважин.
В состав агрегата входят: трехплунжерный горизонтальный
односторонний насос высокого давления, трансмиссия, коробка
отбора мощности, двухскоростная двухвальная коробка передач,
емкость, трубопроводы обвязки насоса с емкостью, напорный
трубопровод с шарнирными коленами для обвязки агрегата с
устьем обрабатываемой скважины.
Агрегат смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-65101.
Технические характеристики агрегата
для кислотной обработки скважин АНЦ-32
Полезная мощность, кВт........................100
Насос трехплунжерный..........................ЗНП 32-50
Диаметр сменных втулок, мм....................100,	125
Давление максимальное, МПа....................32
Подача максимальная, л/с......................19,3
Вместимость цистерны, м3......................7,5
Условные проходы трубопроводов, мм:
приемная линия насоса........................100
напорная линия насоса и напорного трубопровода .... 50
Габариты, мм.................................. 9520x2500x3300
Масса, кг..................................... 14970
Установка насосно-бустерная азотная УНБА-9/160 предназ-
начена для проведения технологических операций с использо-
ванием взрывобезопасных газовых и газожидкостных смесей в
нефтегазовой промышленности при вскрытии продуктивных
пластов при бурении с промывкой пеной; проведение внутри-
скважинных работ с промывкой пеной при ремонте скважин,
цементировании обсадных колонн с применением пеноцемен-
та, вызове притока с применением пены; проведение пневмоис-
пытаний трубопроводов [16].
Установка состоит из компрессорно-мембранного агрегата
АКМ-9/15 (рис. 2.2.14) и насосно-бустерного агрегата НБА-9/
160 (рис. 2.2.15), смонтированных на автошасси КрАЗа.
Агрегат АКМ-9/15 обеспечивает получение из атмосферного
воздуха воздушной смеси, обогащенной азотом.
109
10330
Рис. 2.2.14. Агрегат АКМ-9/15
Рис. 2.2.15. Насосно-бустерный агрегат НБА-9/160
Насосно-бустерный агрегат НБА-9/160 обеспечивает комп-
римирование воздушной смеси, обогащенной азотом, для за-
качки в скважину под высоким давлением, а также перекачки
газожидкостных смесей.
Технические характеристики установки
насосно-бустерной азотной УНБА-9/160
Производительность по газу, м3/мин..................9
Давление на выходе АКМ-9/15, МПа, не менее..........1,5
Давление на выходе НБА-9/160, МПа, не менее.........16,0
Объемная доля азота, %, не менее....................87
ПО
Для проведения различных технологических операций в не-
фтяных и газовых скважинах, включая цементирование, гидрав-
лический разрыв пластов, кислотную обработку, промывку пес-
чаных пробок и другие промывочно-продавочные работы, при-
меняются насосные установки в исполнении, обеспечивающем
выполнение вышеуказанных работ.
Насосные установки для промывочных работ выпускаются
на колесной, гусеничной транспортных базах и рамном испол-
нении.
Насосные установки УН 1-100x200 и УНБ1-100х250 (рис. 2.2.16)
состоят из насоса, коробки отбора мощности, карданного вала,
манифольда и вспомогательного трубопровода.
Привод насоса — от тягового двигателя автомобиля через од-
носкоростную коробку отбора мощности и карданный вал.
Рис. 2.2.16. Насосная установка УНБ1-100х250:
1 — шасси автомобиля «Урал-4320»; 2 — мерный бак; 3 — насос Н5-160;
4 — манифольд; 5 — вспомогательный трубопровод; 6 — рама
Насосная установка УНТ1-100х250 (рис. 2.2.17), смонтиро-
ванная на тракторе Т-130МГ 1, состоит из насоса 4, коробки
отбора мощности, коробки передач, цепного редуктора 6, мани-
фольда 5, вспомогательного трубопровода, системы управления,
обогрева 2 и продувки 3. Привод насоса — от тягового двигателя
через коробку отбора мощности, карданные валы, четырехско-
ростную коробку передач и цепной редуктор.
111
Рис. 2.2.17. Насосная установка УНТ1-1007250
Насосная установка УНБ1Р-100x250 на раме состоит из сило-
вого агрегата, трансмиссии, насоса, манифольда, вспомогатель-
ного трубопровода, мерного бака, системы управления, элект-
рооборудования и кабины оператора. Привод насоса — от ди-
зельного двигателя через коробку передач.
Во всех установках (табл. 2.2.3) насос — трехплунжерный го-
ризонтальный одностороннего действия.
Блок для подачи воды состоит из смонтированных на общей
раме центробежного насоса и силовой установки, выполненной
на базе двигателя ГАЗ-52А.
Насосная установка УНБ1-160x63 отличается от установки
УНБ 1-160x40 по основным техническим показателям, в частно-
сти по максимальному давлению (в первом случае — 63 МПа, во
втором — 40 МПа) и мощности.
Насосная установка УНБ 1Р-160x40 состоит из силового агре-
гата, насоса, мерного бака, вспомогательного трубопровода, ма-
нифольда и системы управления, смонтированных на общей раме.
Конструкция насосных установок для цементирования сква-
жин обеспечивает нагнетание различных неагрессивных жидко-
стей при цементировании, гидравлическом разрыве пластов, гид-
ропескоструйной перфорации и других промывочно-продавоч-
ных работах в нефтяных и газовых скважинах.
112
Таблица 2.2.3
Техническая характеристика насосных установок
для промывочных работ
Показатели	УН1-100Ч200	УНБ1-100Ч25	УНТ1-100Ч250	УНБ1Р-100Ч250
Монтажная база	ЗИЛ-4314	«Урал-4320»	Т-130МГ	Рама
Полезная мощность (ГОСТ 20725), кВт	73,5	74,0	73,5	74,0
Номинальная мощность, кВт	83,0	84,5	84,5	81,8
Максимальное давление нагнетания, МПа	20	25	25	25
Максимальная подача, дм3/с Насос:	15,8	17,7	16,3	10,5
ТИП	НП-100х125	Н5-160	НП-100	НП-100
диаметр плунжера, мм	125	125	125	125
	206	160		
ход плунжера, мм	100	180	125	125
Габариты установки, мм	69504250042550	76004250043600	64004250043086	54354295042240
Масса установки, кг	7230	11840	18350	7230
Насосная установка УНБ1-160у-40 состоит из блока для по-
дачи воды в смесительное устройство, трехплунжерного насоса
высокого давления для закачки жидкости в скважину, мерного
бака, манифольда, вспомогательного разборного трубопровода
и механизмов управления установкой. Все оборудование уста-
новлено на двух монтажных рамах, прикрепленных к лонжеро-
нам шасси автомобиля.
Силовой агрегат, выполненный на базе дизельного двига-
теля с двухдисковой фрикционной муфтой сцепления посто-
янно замкнутого типа и коробкой передач, оборудован систе-
мами водяного охлаждения и смазки, а также подогревателем
ПЖД-44 для запуска дизельного двигателя в холодное время
года.
Насос высокого давления — поршневой горизонтальный двух-
цилиндровый двустороннего действия.
Насосная установка УНБ1-400у-40 (рис. 2.2.18) состоит из
силового агрегата 1, промежуточного вала, коробки передач 2,
трехплунжерного насоса 5 с навесным редуктором, мерного бака
6, манифольда 3, вспомогательного трубопровода 8, блока для
подачи воды в смесительное устройство 7, поста управления 4,
автошасси 9.
Рис. 2.2.18. Насосная установка УНБ1-400у-40
Насосная установка УН1-630х700Л отличается от УНБ1-400у-40
техническими показателями (подача, давление, мощность), а так-
же отсутствием на транспортной базе мерного бака (рис. 2.2.19).
114
Рис. 2.2.19. Насосная установка УН1-630х700Л (4АН-700):
1 — автошасси КрАЗ-257Б1; 2— пост управления; 3 — силовой агрегат;
4 — коробка передач ЗКПМ; 5 — зубчатая муфта, 6 — насос 4Р-700, 7—
напорный трубопровод; 8 — вспомогательный трубопровод, 9 — фара
для освещения рабочего места; 10 — аккумуляторная батарея
Более подробно конструктивные особенности передвижных
насосных агрегатов и установок для закачки технологических
жидкостей в эксплуатационные и нагнетательные скважины бу-
дут рассмотрены далее.
115
2.2.4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОЧИСТКИ
ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН
При проведении профилактических и ремонтных работ в сква-
жинах возможно воздействие на призабойную зону пласта (ПЗС)
с помощью различного рода струйных аппаратов, используя уп-
равляемые волновые процессы.
Известен способ управляемого воздействия на откачиваемую
среду в скважине при работе скважинной струйной установки,
включающий подачу по колонне насосно-компрессорных труб
жидкой рабочей среды в сопло струйного аппарата (СА), увлече-
ние рабочей средой откачиваемой из скважины среды, их сме-
шение в струйном аппарате и подачу смеси на поверхность [17].
Однако в данном способе оказывается только пассивное воздей-
ствие на призабойную зону скважины путем создания перепада
давления струйным аппаратом (депрессии). Более результатив-
ным является способ управляемого волнового воздействия с пос-
ледующими циклическими депрессиями, включающий подачу
по колонне насосно-компрессорных труб жидкого рабочего агента
в сопло СА и гидроимпульсную обработку ПЗС рабочим аген-
том с откачкой из скважины продукции пласта струйным аппа-
ратом [17]. Этот способ позволяет активно воздействовать на
призабойную зону скважины, способствуя интенсификации про-
цесса откачки жидкой среды из скважины. Однако в нем при
переводе работы с одного режима работы (гидроимпульсной
обработки прискважинной зоны) к следующему (откачке среды
из скважины), требуется проведение достаточно сложной про-
цедуры перенастройки оборудования, что снижает эффективность
использования установки в целом. Кроме того, не в полной мере
реализуются возможности применяемого оборудования при от-
качке среды из скважины струйным аппаратом.
Таким образом, эффективность данного способа может быть
повышена за счет интенсификации использования оборудова-
ния, снижая его непроизводительные простои и интенсифици-
руя процесс управляемого волнового воздействия на призабой-
ную зону скважины.
Это достигается тем, что во время гидроимпульсной обработ-
ки фиксируют момент выхода кольматирующих частиц на по-
верхность вместе с рабочим агентом, после чего завершают гид-
116
роимпульсную обработку призабойной зоны скважины. Гидро-
импульсное устройство устанавливают на высоте 2...5 м выше
верхнего уровня интервала перфорации. В СА устанавливают
управляющий клапан и при подаче рабочего агента или механи-
ческим поворотом колонны НКТ производят установку пакера
(гидравлического, гидромеханического или механического) в
пространстве между гидроимпульным устройством и струйным
аппаратом и под давлением жидкого рабочего агента с помощью
управляющего клапана сообщают вход в сопло струйного аппа-
рата с колонной труб выше управляющего клапана, а приемную
камеру струйного аппарата — с колонной труб ниже управляю-
щего клапана. После этого путем подачи рабочего агента в со-
пло струйного аппарата осуществляют откачку пластовой жид-
кости с кольматирующими частицами на поверхность, при этом
непрерывную откачку чередуют с циклической депрессией при
ее максимальном значении 3...25 МПа, которая в каждой конк-
ретной скважине не должна приводить к разрушению цемент-
ного кольца и призабойной зоны скважины, а также к сниже-
нию забойного давления до величины давления насыщения не-
фти газом.
Существенное влияние на эффективность работ оказывает
последовательность операций, проводимых при осуществлении
управляемого волнового воздействия (УВВ) с созданием после-
дующих циклических депрессий на пласт. Известно, что ради-
альная подача рабочего агента с большой скоростью с помощью
различного вида гидроимпульсных устройств (кавитаторов, гид-
роструйных перфораторов, мультипликаторов и других возмож-
ных устройств) позволяет значительно интенсифицировать при-
ток откачиваемой среды в скважину. Особенно сильного воз-
действия можно добиться путем использования гидроимпульс-
ных устройств, в которых удается достигнуть подачи рабочего
агента с образованием в последнем кавитационных каверн и
формированием лавинообразного процесса их схлопывания.
Основное преимущество этого способа достигается за счет того,
что удается добиться практически непрерывного технологичес-
кого процесса при переходе с режима гидроимпульсной обра-
ботки призабойной зоны скважины к режиму откачки смеси
жидкой среды и кольматирующих частиц выносимых из сква-
жины. Это достигается путем установки в скважине в зоне раз-
117
мещения струйного аппарата управляющего клапана и размеще-
нием гидроимпульсного устройства на высоте 2...5 м выше вер-
хнего уровня зоны интервала перфорации. Размещение гидро-
импульсного устройства ниже 2 м над верхней зоной перфора-
ции может привести к ухудшению процесса формирования жид-
костного потока в призабойной зоне скважины с соответствую-
щим снижением производительности по откачиваемой среде.
Подъем гидроимпульсного устройства выше 5 м над верхним
уровнем интервала перфорации снижает эффективность откач-
ки жидкой среды из скважины струйным аппаратом, что также
нецелесообразно. Большое значение имеет момент перехода от
одного режима работы к другому. Поэтому фиксация начала
выноса кольматирующих частиц на поверхность позволяет вов-
ремя перейти к интенсивной откачке кольматирующих частиц
из скважины, что предотвращает возможность их повторного
осаждения в скважине и прекращает продолжение уже не даю-
щей дальнейшего повышения производительности обработки
призабойной зоны скважины в активном режиме воздействия.
Установка практически одновременно пакера и управляющего
клапана позволяет быстро разделить скважину на верхнюю и
нижнюю зоны без проведения сложных операций по установке
пакера и замене оборудования. Это позволяет использовать ко-
лонну труб как в режиме обработки призабойной зоны, так и в
режиме откачки струйным аппаратом. Не меньшее значение имеет
организация процесса откачки в сочетании с предшествующей
обработкой призабойной зоны скважины. Чередование непре-
рывной откачки с периодами депрессии (при уровне депрессии
в диапазоне от 3 до 25 МПа) позволяет создать режим, обеспе-
чивающий максимальный вынос кольматирующих частиц из
скважины, что в конечном итоге позволяет интенсифицировать
процесс подготовки скважины и восстановления продуктивной
эксплуатации скважины. Очень важно, что при этом достигает-
ся возможность повысить фазовую проницаемость для откачи-
ваемой из скважины жидкой среды, например нефти. При со-
здании депрессии на пласт следует ограничивать ее величину
(Р = 1,5 МПа/пог. м).
На рис. 2.2.20 представлена схема струйной установки для обес-
печения вышеописанного способа управляемого волнового воздей-
ствия с последующими циклическими депрессиями на пласт [17].
118
Рис. 2.2.20. Схема реализации способа
воздействия на призабойную зону скважины:
1 — колонна НКТ, 2 — струйный ап-
парат, 3 — пакер, 4 — гидроимпульс-
ное устройство, 5 — управляющий
клапан, 6 — золотниковая втулка,
7 — сбрасываемый клапан
Установка содержит колонну НКТ
1, струйный аппарат 2, пакер 3 и
гидроимпульсное устройство 4.
Струйный аппарат 2 выполнен с
возможностью установки управля-
ющего клапана 5, который состоит
из золотниковой втулки 6, установ-
ленной с возможностью осевого
перемещения, и сбрасываемого кла-
пана 7. По колонне 1 насосно-ком-
прессорных труб подают в гидро-
импульсное устройство 4 рабочий
агент и производят гидроимпульс-
ную обработку прискважинной
зоны до момента выхода кольмати-
рующих частиц на поверхность вме-
сте с рабочим агентом, после чего
обработку завершают и гидроим-
пульсное устройство 4 устанавлива-
ют на высоте 2...5 м выше верхнего
уровня интервала перфорации. Затем в струйном аппарате 2
(в его золотниковой втулке 6) устанавливают сбрасываемый кла-
пан 7 и путем подачи рабочей среды в гидравлический или гид-
ромеханический пакер 3, либо путем механического поворота
колонны 1 НТК производят установку соответственно гидрав-
лического, гидромеханического или механического пакера 3 в про-
странстве между гидроимпульсным устройством 4 и струйным ап-
паратом 2. Затем давлением жидкой рабочей среды с помощью
Управляющего клапана 5 сообщают вход в сопло струйного ап-
парата 2 с колонной 1 труб выше управляющего клапана 5 и
приемную камеру струйного аппарата 2 с колонной 1 труб ниже
119
управляющего клапана 5. По колонне НТК подают жидкую ра-
бочую среду в сопло струйного аппарата 2 и за счет этого отка-
чивают струйным аппаратом из скважины жидкую среду с коль-
матирующими частицами на поверхность, чередуя непрерывную
откачку с циклической депрессией, величиной от 3 до 25 МПа.
При этом, как отмечалось выше, при выборе конкретной вели-
чины депрессии принимают во внимание возможное разруше-
ние цементного кольца и призабойной зоны скважины при из-
лишне высокой величине депрессии. Кроме того, депрессию
выбирают такой, чтобы она не приводила к снижению забойно-
го давления до давления насыщения нефти газом.
На рис. 2 2.21, 2.2.22 приведены схемы размещения соответ-
ственно подземного и наземного оборудования при проведении
таких операций.
Исходя из практики применения струй-
ных аппаратов в нефтедобывающей промыш-
ленности, была разработана конструкция СА,
исключающая многие недостатки известных
конструкций [17].
Конструкция скважинного струйного ап-
парата содержит установленный на колонне
НКТ корпус СА с выполненной в нем при-
емной камерой и размещенными в корпусе
соплом, камерой смешения и диффузором;
при этом колонна труб сообщена с гидрав-
лической полостью пакера, установленного
на ней. Данный струйный аппарат позволя-
ет проводить различные работы в скважине
до момента подачи рабочей среды в сопло
аппарата, а затем одновременно с подачей
w
со
Рис. 2.2.21. Схема размещения
подземного оборудования при воздействии на пласт
по технологии управляемого волнового воздействия:
1 — эксплуатационная колонна, 2 — репер, 3, 5,
7, 9 — НКТ, 4 — забойный эжектор, 6 — пакер
ПВМ-5(6)-500, 8 — обратный клапан, 10 — ин-
тервал перфорации, И — пульсатор, 12 — забой
120
рабочего агента производить установку пакера, что существенно
упрощает процесс его подготовки к интенсивной эксплуатации.
Однако и эта конструкция не позволяет проводить работы по
интенсивному воздействию на ПЗС, например, рабочим аген-
том, что, как правило, требует извлечения СА на поверхность и
спуска в скважину специального оборудования для проведения
работ по повышению производительности скважин. Как след-
ствие, имеют место длительные простои насосного оборудова-
ния с соответствующим снижением добычи нефти.
Рис. 2.2.22. Схема размещения наземного оборудования
при воздействии на пласт по технологии управляемого волнового воздействия:
1 — стояк манифольда, 2 — манифольдная линия (30 м), 3 — быстроразъ-
емное соединение (БРС), 4 — насосный блок, 5 — угольник, 6 — емкость
Для увеличения времени использования СА применяется тех-
нология без извлечения оборудования из скважины. При этом
колонна труб сообщена с гидравлической полостью пакера, ус-
тановленного на колонне труб, приемная камера сопло и каме-
ра смешения с диффузором размещены в корпусе со стороны
внешней поверхности колонны труб. В корпусе симметрично
колонне труб выполнен сообщенный с последней перепускной
канал, и в нем установлена золотниковая втулка с цанговыми
лепестками. Ниже, со стороны входа в сопло, в корпусе выпол-
нен сообщаемый одновременно с соплом и с гидравлической
121
полостью пакера распределительный канал. Параллельно к рас-
пределительному каналу в корпусе выполнен подводящий ка-
нал, сообщенный с приемной камерой, при этом подводящий
и распределительный каналы сообщены с колонной труб в зоне
установки золотниковой втулки. Втулка установлена с возмож-
ностью возвратно-поступательного перемещения вдоль пере-
пускного канала и зафиксирована в верхнем положении по-
средством цанговых лепестков. В стенке золотниковой втулки
выполнены верхнее и нижнее перепускные отверстия, причем
возможность ее перемещения в нижнее положение предусмот-
рена за счет сбрасываемого клапана с разделением колонны
труб (под давлением нагнетаемой жидкой рабочей среды) на
верхнюю и нижнюю зоны. Через верхнее перепускное отвер-
стие распределительный канал сообщается с верхней зоной
колонны труб, а через нижнее перепускное отверстие подводя-
щий канал сообщается с нижней зоной колонны труб Как по-
казали проведенные исследования, расположение сопла, каме-
ры замещения, диффузора и приемной камеры со стороны внеш-
ней поверхности колонны НТК и выполнение в зоне размеще-
ния СА перепускного канала с остановленной в нем золотни-
ковой втулкой, фиксируемой в своем верхнем положении с
помощью цанговых лепестков, позволяет создать однотрубную
конструкцию струйного аппарата и резко снизить гидравли-
ческие потери по сравнению с двухтрубными конструкциями,
одновременно позволяя проводить работы по повышению про-
изводительности скважины, например, путем проведения гид-
роимпульсной обработки ПЗС с помощью гидроимпульсных
устройств, устанавливаемых ниже СА на колонне труб Данная
конструкция позволяет с наименьшими гидравлическими по-
терями производить подачу рабочего агента в гидроимпульсное
устройство через золотниковую втулку, которая предотвращает
поступление рабочего агента в проточную часть СА, что сни-
жает непроизводительные потери рабочего агента и одновре-
менно снижает вероятность засорения проточной части (в пер-
вую очередь сопла) струйного аппарата кольматирующими ча-
стицами во время обработки нижней части скважины и ПЗС. В
установке выполнен параллельно расположенный канал для
подвода откачиваемой среды — подводящий канал и канал для
подвода жидкой рабочей среды к соплу СА — распределитель-
122
ный канал; при этом последний может быть одновременно ис-
пользован для подачи жидкой среды в гидравлическую полость
пакера. В результате этого, расположенный со стороны внеш-
ней поверхности колонны труб струйный аппарат оказывает
минимальное гидравлическое сопротивление для протекания
среды в период проведения работ с гидроимпульсным устрой-
ством и в то же время обеспечивает эффективную откачку жид-
кой скважинной среды во время работы струйного аппарата
Легко извлекаемый из скважины сбрасываемый клапан позво-
ляет быстро менять режим работы установки с откачки на ре-
жим гидроимпульсной обработки и обратно, что особенно важно
при проведении ремонтных и профилактических работ, посколь-
ку позволяет резко сократить простой скважин
Таким образом, достигается выполнение поставленной зада-
чи повышения эффективности использования скважинного
струйного аппарата за счет проведения работ без извлечения
скважинного струйного аппарата из скважины с соответствую-
щим снижением его простоя.
На рис. 2.2.23 представлены продольный разрез разработан-
ного скважинного струйного аппарата (а), а также продольный
разрез струйного аппарата с выполнением подводящего канала
и установленным сбрасываемым клапаном (б) [17].
Скважинный СА содержит установленный на колонне 1 НКТ
корпус СА 2 с выполненной приемной камерой 3 и размещен-
ными в корпусе 2 соплом 4 и камерой смещения 5 с диффузо-
ром 6. Колонна труб 1 может быть сообщена с гидравлической
полостью пакера (не показан на рисунке), установленного в
колонне 1 труб ниже струйного аппарата. Приемная камера 3,
сопло 4 и камеры смешения 5 с диффузором 6 размещены в
корпусе 2 со стороны внешней поверхности колонны труб 1 В
корпусе 2 колонне труб 1 выполнен, сообщенный с после-
дней, перепускной канал 7 и в нем установлена золотниковая
втулка 8 с цанговыми лепестками 9; ниже, со стороны входа в
сопло 4, в корпусе 2 выполнен сообщенный одновременно с
соплом 4 и с гидравлической полостью пакера (если пакер гид-
равлический или гидромеханический) распределительный ка-
нал 10, параллельно которому в корпусе 2 выполнен подводя-
щий канал 11, сообщенный с приемной камерой 3, при этом
подводящий 11 и распределительный 10 каналы сообщены с
123
Рис. 2.2.23. Скважинный струйный аппарат:
1 — колонна НКТ, 2 — корпус струйного аппарата, 3 — приемная камера,
4 — сопло, 5 — камера смешения, 6 — диффузор, 7 — перепускной канал,
8 — золотниковая втулка, 9 — цанговые лепестки, 10 — распределитель-
ный канал, 11 — подводящий канал, 12 — верхнее перепускное отвер-
стие, 13 — нижнее перепускное отверстие, 14 — сбрасываемый клапан
124
колонной 1 труб в зоне установки золотниковой втулки 8, пос-
ледняя установлена с возможностью возвратно-поступательно-
го перемещения в перепускном канале 7 и фиксируется в сво-
ем верхнем положении посредством цанговых лепестков 9 В
стенке золотниковой втулки выполнены верхнее и нижнее пе-
репускные отверстия, соответственно 12 и 13, причем возмож-
ность перемещения в нижнее положение предусмотрена при
установке в золотниковой втулке 8 сбрасываемого клапан 14 с
разделением при этом колонны 1 труб сбрасываемым клапа-
ном 14 под давлением нагнетаемой рабочей жидкой среды на
верхнюю и нижнюю зоны и через верхнее перепускное отвер-
стие 12 распределительный канал 10 сообщается с верхней зо-
ной колонны 1 труб, а через нижнее перепускное отверстие 13
подводящий канал 11 сообщается с нижней зоной колонны 1
труб
Скважинный струйный аппарат работает следующим обра-
зом В случае, если сначала проводится работа по повышению
производительности скважины, золотниковая втулка 8 находит-
ся в своем верхнем положении и зафиксирована относительно
колонны труб 1 с помощью цанговых лепестков 9 При этом
колонна труб 1 не сообщена с распределительным каналом 10 и
подводящим каналом 77 По колонне труб 7 в гидроимпульсное
устройство, расположенное ниже СА, подается рабочий агент,
который, истекая из него, производит обработку ПЗС После
окончания процесса обработки в колонну труб спускается сбра-
сываемый клапан 14 и подается под напором жидкая рабочая
среда Под действием жидкой рабочей среды сбрасываемый кла-
пан фиксируется в золотниковой втулке 8 и она перемещается в
свое нижнее положение в перепускном канале 7, при этом ко-
лонна труб 7 сбрасываемым клапаном 14 разделяется на верх-
нюю и нижнюю зоны, верхняя зона колонны труб 7 через верх-
нее перепускное отверстие 72 втулки 8 сообщается с распреде-
лительным каналом 10, а нижняя зона колонны труб 7 через
нижнее перепускное отверстие 13 сообщается с подводящим
каналом 77, который сообщен с приемной камерой 3 струйного
аппарата В случае если на колонне труб 7 ниже струйного аппа-
рата установлен гидравлический пакер, распределительный ка-
нал 7 сообщен с гидравлической полостью пакера Таким обра-
зом, в результате перемещения золотниковой втулки <?в нижнее
125
положение, струйный аппарат переходит в рабочее состояние.
Жидкая рабочая среда по колонне труб 1 через верхнее перепус-
кное отверстие 12 золотниковой втулки 8 поступает в распреде-
лительный канал 10, из которого жидкая рабочая среда поступа-
ет в гидравлическую полость пакера (что вызывает его фиксиро-
вание в обсадной колонне и разделение затрубного простран-
ства скважины на верхнюю и нижнюю зоны) и в сопло 4 струй-
ного аппарата. Истекая из сопла 4, жидкая рабочая среда отка-
чивает смесь с кольматирующими частицами из зоны скважины
ниже пакера. В камере смешения 5 жидкая рабочая среда, сме-
шиваясь с откачиваемой, передает ей часть своей энергии. Да-
лее смесь сред из камеры смешения 5 поступает в диффузор 6 и
далее в затрубное пространство скважины выше пакера. По зат-
рубному пространству скважины смесь сред подается на повер-
хность.
Данное устройство может быть использовано для откачки
различных жидких сред или сред с примесями твердых частиц
(пульп) из скважин, а также может быть использовано при ре-
монте и проведении профилактических работ на скважинах.
РАЗДЕЛ 3.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДЪЕМА
ИЗ СКВАЖИН ПРОДУКЦИИ ПЛАСТА
В классификации всего оборудования, применяемого при
эксплуатации нефтяных месторождений, даны основные под-
группы оборудования для подъема из скважины продукции пла-
ста. В данном разделе материал излагается в соответствии с де-
лением оборудования по классификации, приведенной во вве-
дении.
Однако есть возможность использовать и другую классифи-
кацию, подразделяющую оборудование по характеру энергии,
используемой для подъема продукции пласта, и по способу ис-
пользования этой энергии.
Подъем из скважин продукции пласта (нефти, воды, газа)
осуществляется за счет собственной энергии нефтесодержащего
пласта или за счет дополнительной энергии, вводимой в пласт,
например, при поддержании пластового давления, или энергии,
передаваемой жидкости в скважине при подъеме продукции пла-
ста на поверхность газлифтом и насосом. В последнем случае
характер используемой энергии и способ ее использования в
значительной степени определяют состав и тип оборудования,
применяемого для подъема нефти из скважин. Поэтому их мож-
но принять за основу при классификации соответствующего
оборудования.
Принятие за основу классификации источника энергии в сква-
жине и способа ее использования позволяет наиболее полно
представить широко применяемое, возможно, разрабатываемое
и другое оборудование для подъема жидкости и газа из скважин.
В то же время при таком построении классификации имеется
возможность ее расширения и углубления, а также пополнения
Новыми разделами (новыми источниками энергии, способами
ее использования и новыми видами оборудования).
127
Рассмотрение классификации оборудования, предназначен-
ного для подъема продукции пласта из скважины, приводит к
выводу, что оно очень разнообразно. Это обусловлено весьма
различными условиями добычи нефти: разным характером и
количеством пластовой энергии, разнообразием отборов жидко-
сти и глубин, с которых она поднимается, характеристик нефти,
коллекторов, климатических условий, степени обустройства про-
мыслов, наличием энергетической, ремонтной и других баз. При
всех методах добычи продукция пласта поднимается на какую-
то высоту в стволе скважины за счет пластовой энергии, т.е. во
всех случаях используется пластовая энергия.
Иногда этой энергии, хватает на подъем жидкости выше ус-
тья, и тогда при установке на устье арматуры продукция пласта
отводится в промысловую сеть. В большинстве эксплуатируе-
мых скважин пластовой энергии на интенсивное фонтанирова-
ние не хватает, и тогда добавляется энергия сжатого газа, или
электроэнергия, приводящая в действие центробежный насос,
или теплота при термолифте. Первыми двумя способами обыч-
но поддерживается большой дебит фонтанирующих скважин.
Если же пластовой энергии недостаточно для подъема продук-
ции пласта до устья, то используются опять-таки подача сжато-
го газа, центробежный насос с электроприводом или другие спо-
собы подъема жидкости (насосы других типов, термолифт).
В настоящее время на промыслах широко применяются обо-
рудование для фонтанных скважин, скважинные центробежные
насосы с электроприводом, штанговые насосы, расширяется
применение компрессорного газлифта, винтовых насосов с элек-
троприводом, гидропоршневых насосов (с гидроприводом). Это
оборудование далее подробно описано. В книге также кратко
отражен имеющийся опыт применения плунжерных насосов с
электроприводом, лопастных насосов с гидроприводом, гидро-
штанговых насосов и термолифта.
Проводились опыты со скважинными поршневыми насоса-
ми, приводимыми в действие сжатым газом, показавшие неэф-
фективность таких установок. Ведутся исследования по приме-
нению вибрационных насосов и струйных аппаратов при неко-
торых специфических условиях подъема жидкости из нефтяных
скважин. По этим установкам пока нет материалов для их изу-
чения.
128
3.1. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из ар-
матуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых слу-
чаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсе-
кателями или седлами для установки вставных клапанов-отсе-
кателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.
Несмотря на относительную простоту оборудования скважин
для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень от-
ветственные функции и должно быть особенно надежно, так как
аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к
выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоем-
ко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т),
что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к
большому расходу металла. Поэтому при конструировании ар-
матуры необходимо стремиться не только к увеличению ее на-
дежности, но и к сокращению металлоемкости.
3 1 1 ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ
ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Отбираемая смесь жидкости и газа идет из скважины по НКТ
и на устье отводится арматурой в промысловые коммуникации.
В некоторых случаях при небольших отборах применяют схемы
периодического фонтанирования, например плунжерный лифт.
В этом случае колонна НКТ оснащается концевыми устройства-
ми, а на поверхности устанавливаются автоматы для обеспече-
ния периодического движения плунжера в трубах.
При обычном фонтанировании кроме колонны НКТ основ-
ным узлом является арматура устья, с которой и начнем разбор
данного оборудования.
Устье законченной бурением скважины оборудовано колон-
ной головкой, соединяющей на поверхности окончания обсад-
ных колонн и герметизирующей межтрубные пространства.
На колонной головке крепится арматура для фонтанных сква-
жин. Основные параметры и типовые схемы арматуры указаны
в ГОСТ 13846-74 или в другой технической документации [16].
Арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки
(рис. 3.1.1).
9 Ивановским
129
Рис. 3.1.1. Схема фланцевой фонтанной арматуры
Трубная головка монтируется непосредственно на колонной
головке и предназначается для подвески одной или нескольких
колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств.
Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа
в межтрубные пространства, контролировать давления в них и
выполнять необходимые исследования скважины.
Фонтанная елка монтируется на трубной головке и предназ-
начается для направления отбираемых из скважины жидкости и
газа в манифольд, регулирования и контроля за работой фон-
танной скважины.
Основными деталями и узлами арматуры являются крестови-
на 7, имеющая два боковых отвода, тройник 2, имеющий один
боковой отвод, катушка или переводник 3, запорное устройство
4, фланец под манометр или буфер 5, кран 6, манометр 7, дрос-
сель 8, ответный фланец 9.
Крестовина и тройник позволяют отводить добываемую смесь
к манифольдам или иметь сообщение с одним из межтрубных
130
пространств. На этих же деталях можно подвесить колонну НКТ.
Для этого детали могут иметь резьбу. Колонна подвешивается не-
посредственно на этой резьбе или через переводный патрубок 10
Катушка или переводник служат для подвески НКТ или для пе-
рехода с одного размера деталей арматуры на другой
Запорные устройства служат для полного перекрытия или
полного открытия проходного сечения ствола или отвода. Регу-
лировка параметров потока неполным закрытием запорного ус-
тройства не допускается. Для регулировки параметров потока и,
следовательно, режима работы скважины используются специ-
альные узлы — дроссели (штуцера). Дроссель имеет корпус, в
который вставлена стационарная или сменная втулка с неболь-
шим по диаметру отверстием. Через отверстие втулки проходит
вся продукция скважины. Подбором размера отверстия регули-
руют дебит скважины.
Детали и узлы арматуры соединяются между собой резьбой,
фланцами с уплотнениями или хомутами. По этому признаку
арматура делится на резьбовую, фланцевую и хомутовую (или
бугельную).
Вертикальная, стволовая
часть елки может иметь отводы
в одну сторону (через тройни-
ки) или в две стороны (через
крестовины). По этому призна-
ку арматура делится на тройни-
ковую (рис. 3.1.2, а, б) и крес-
товую (рис. 3.1.2, в, г) [10].
Рис. 3.1.2. Типовые схемы
фонтанной арматуры:
1 — манометр, 2 — запорное устрой-
ство к манометру, 3 — фланец под ма-
нометр, 4 — тройник, 5 — дроссель,
6 — запорное устройство отвода, 7 —
буфер, 8— ответный фланец, 9— кре-
стовина, устанавливаемая на колонной
головке, 10 — переводник трубной го-
ловки, 11 — стволовое запорное уст-
ройство, 12 — крестовина елки
131
Основные параметры арматуры — диаметр проходного сече-
ния стволовой части фонтанной елки и рабочее давление, на
которое рассчитана арматура.
В соответствии с технической документацией установлены
рабочие давления Рра6 = 14, 21, 35, 70, 105 МПа, а также диамет-
ры проходных сечений, приведенные ниже.
Условный диаметр Ду, мм	Фактический диаметр Дф, мм
50	52
65	65
80	80
100	104
150	152
Давление испытания принято (на основании опыта проекти-
рования и применения арматуры) для рабочих давлений от 7 до
35 МПа равным 2 Рра6, а для давлений от 70 до 105 МПа — 1,5 Рраб.
Технической документацией предусмотрено соответствие ус-
ловных диаметров и давлений:
Ду, мм	Р fi, МПа раб’
50	35...105
65	7...70
80	21...70
100	21...35
150	21...35
ГОСТом установлены типовые схемы арматуры — тройнико-
вые и крестовые. Некоторые из этих схем даны на рис 3.1.2. Все
четыре схемы рассчитаны на подвеску одного ряда НКТ на пе-
реводном фланце. Для подвешивания двух рядов труб в схему
добавляется узел, состоящий из тройника и запорных устройств
на его отводе. Тройник устанавливается под переводником труб-
ной головки. Во всех схемах допускается установка дублирую-
щих запорных устройств на боковых отводах.
ГОСТом предусмотрены также схемы с дублирующими ство-
ловыми запорными устройствами. Это обычно делается при боль-
ших давлениях на фонтанирующей скважине.
132
У тройниковой арматуры при двух боковых отводах верхний
является основным рабочим отводом. При выходе его деталей
из строя закрывается стволовое запорное устройство и жидкость
или газ направляются по нижнему отводу без остановки работы
скважины. Это удобно при необходимости ремонта верхнего
отвода. Но расположение отводов по вертикали (один над дру-
гим) увеличивает высоту арматуры, что усложняет ее обслужи-
вание.
Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низ-
ких и средних давлениях.
Для средних и высоких давлений ГОСТ рекомендует приме-
нять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже
тройниковой, что облегчает ее обслуживание. Общая высота ар-
матуры при крестовой схеме и наличии дублирующих стволовых
запорных устройств меньше, чем высота тройниковой арматуры.
К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при
выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать ниж-
нее стволовое запорное устройство, а следовательно, останавли-
вать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим от-
водом (схема б) при выходе его из строя можно закрыть сред-
нюю стволовую задвижку и включить в работу нижний резерв-
ный (запасной) отвод.
При исследовании скважин часто необходимо устанавливать
над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного
прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре
предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство.
Условия работы арматуры фонтанных скважин в большин-
стве случаев таковы, что для обеспечения безаварийной и долго-
вечной работы оборудования необходим тщательный выбор его
схем, конструкции узлов и материалов деталей. Давление в фон-
танирующих скважинах может доходить до 100 МПа, причем
оно изменяется, пульсирует. Скорость движения выходящей из
скважины смеси жидкости, газа и механических примесей (на-
пример, кварцевого песка) в некоторых частях арматуры дости-
гает нескольких десятков метров в секунду. Жидкость и газ час-
то агрессивны и вызывают интенсивную коррозию арматуры.
Аварии с арматурой, установленной на скважинах, приводят
к открытому фонтанированию, а иногда к выбросу труб и пожа-
рам. Ликвидация таких аварий требует больших затрат и време-
133
ни. С другой стороны, масса и стоимость арматуры, устанавли-
ваемой на одной скважине, велики. Так, например, масса комп-
лекта арматуры на 21 МПа для двухрядного подъемника состав-
ляет около 3 т. При выборе и разработке арматуры необходимо
учитывать и эти факторы.
Вследствие тяжелых условий работы арматуры ее крестови-
ны, тройники, переводники, фланцы и корпусные детали за-
порных устройств выполняются только из стали. Уплотнение
между фланцами арматуры осуществляется стальными кольцами.
Распространены литые и сварные детали арматуры. Для изго-
товления элементов фонтанной арматуры применяются стали
марок сталь 45, 40ХЛ, 40ХНЛ и другие легированные стали.
Уплотняющие кольца изготавливают из стали марок 08КП, ста-
ли 20, стали 30, стали 40 и легированных сталей (для коррозион-
но-активных сред) [10].
Рис. 3.1.3. Схемы облегченной крестовины:
а — сварная, б — с измененной конструкцией боковых отводов
Через втулки дросселей продукция скважины проходит с боль-
шой скоростью, доходящей до 80... 120 м/с. При этом продукция
скважин содержит песок, агрессивную жидкость. Поэтому втул-
ки изготавливаются из закаленных сталей, твердых сплавов, ме-
таллокерамики, термокорунда.
Постоянное совершенствование арматуры привело к суще-
ственному снижению ее металлоемкости и увеличению прочно-
сти. На рис. 3.1.3 показана сварная крестовина а и крестовина
новой конструкции б. Конструкторы ищут возможность облег-
чения арматуры в конструктивном объединении нескольких эле-
ментов фонтанной арматуры (например, крестовины и тройника).
134
Сварные детали арматуры выполняются сваркой отдельных
штампованных или кованых частей детали. Поскольку кованые
или штампованные части обладают большей прочностью, чем
литые, при переходе на сварные детали можно существенно сни-
зить их металлоемкость, увеличить надежность и упростить тех-
нологию изготовления. Эти же цели достигаются при изготовле-
нии деталей новой конструкции и при конструктивном объеди-
нении нескольких элементов фонтанной арматуры.
Стремление уменьшить металлоемкость арматуры новых ви-
дов иногда может привести к некоторым неудобствам эксплуата-
ции скважин и оборудования. Так, например, при использовании
крестовины, показанной на рис. 3.1.3, б, необходимо применять у
боковых отводов шпильки, ввернутые в крестовину. При наруше-
нии целостности резьб шпилек их сложнее заменить, чем шпиль-
ки с двумя гайками. А если нарушилась резьба в теле крестовины,
то надо отправлять на ремонт всю крестовину. При аварийных
ситуациях глушение струи, идущей из обычного фланцевого отвода
(см. рис. 3.1.3, а), осуществить проще, чем при фланце, выполнен-
ном в теле крестовины (см. рис. 3.1 3, б). Однако опыт эксплуата-
ции новых конструкций может дать новые приемы работы с ними,
которые уменьшат или ликвидируют указанные недостатки.
Арматура устья скважины (материалы, рекомендованные для
ее изготовления, приведены в табл. 3.1.1) соединяется с про-
мысловыми трубопроводами манифольдами, составленными из
типовых узловых сборок. Манифольды имеют запорные устрой-
ства, регулируемый штуцер, предохранительные клапаны, крес-
товины, тройники, вентили для сброса давления и подсоедине-
ния приборов и т.д. Рекомендуется использовать схемы мани-
фольдов, состоящих из более прочных и надежных сборок за-
водского изготовления.
Таблица 3 11
Рекомендуемые материалы для изготовления арматуры
при различных рабочих давлениях
МПа	Марка стали для прокладок	Марка стали для арматуры
До 14	08КП	45.40Л
21 50	Сталь 20	40ХЛ, 40X
50 70	Сталь 30	40ХНЛ
70 100	Сталь 45	40ХНЛ, Х17Н13М2Г
135
На месторождениях Западной Сибири применяется фон-
танная арматура как отечественного, так и импортного про-
изводства.
3 1 2 ОТЕЧЕСТВЕННОЕ НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
УСТЬЯ ФОНТАНИРУЮЩИХ СКВАЖИН
Арматура с крановыми запорными устройствами. Фонтанная
арматура с кранами (крестовая схема) предназначена для герме-
тизации устья фонтанирующих нефтяных, газовых и газокон-
денсатных скважин, а также скважин, эксплуатируемых при по-
мощи электропогружных насосов. Арматуру комплектуют по трем
типовым схемам, из них две тройниковые и одна крестовая.
Кроме того, предусмотрена арматура, допускающая спуск в
скважину электроцентробежного насоса. В стволовой катушке
этой арматуры установлена сальниковая камера, через которую
пропускается кабель электропогружного насоса, уплотняемый
сальниковой набивкой.
На боковых струнах фонтанной елки установлены штуцера в
виде диска со сменной втулкой. Боковые струны арматуры окан-
чиваются свободными фланцами, которые приваривают к при-
соединительным патрубкам манифольда.
С фонтанной арматурой поставляется колонный фланец, ус-
танавливаемый на эксплуатационную колонну размером от 114
(4'/2”) до 168 мм (65/g”). Перед установкой колонного фланца
необходимо расточить отверстие и нарезать в нем резьбу соот-
ветствующего размера.
Запорное устройство арматуры — пробковый кран К.ФПЛ-
65—14 диаметром проходного отверстия 65 мм. Применение кра-
нов одного типоразмера облегчает обслуживание арматуры и ре-
монтные работы. Наличие в кране пробки с уменьшающимся
кверху диаметром дает возможность винтом, расположенным в
крышке, регулировать зазор между пробкой и корпусом [16].
Уплотнительная смазка герметизирует затвор крана и резьбу
шпинделя. Смазка, закладываемая в канал шпинделя (при вы-
вернутом нажимном болте), при ввертывании нажимного болта
продавливается через обратный клапан в верхнюю полость кор-
пуса, попадает в четыре вертикальные канавки пробки и далее в
нижний кольцевой канал.
136
Смазочные канавки выполнены так, что две противополож-
ные канавки на пробке, соприкасающиеся с потоком среды при
открывании и закрывании крана, сообщаются с общей систе-
мой смазки только при полностью открытом или полностью зак-
рытом кране. Во всех других положениях пробки эти канавки не
соединяются с общей системой смазки, что предотвращает вы-
мывание смазки из полости корпуса.
Кран оснащен специальным устройством для отжатия проб-
ки при ее заклинивании в корпусе.
Арматура с прямоточными задвижками, уплотняемыми смазкой.
Фонтанная арматура с прямоточными задвижками предназначе-
на для герметизации устья фонтанирующих нефтяных, газовых
и газоконденсатных скважин.
Арматуру собирают по тройниковой и крестовой схемам.
В арматуре на Рр = 21 и 35 МПа подъемные трубы (один или
два ряда) подвешены на резьбе стволовой катушки (или на трой-
нике). По требованию заказчика они могут быть подвешены на
муфтовой подвеске.
В арматуре на Рр = 70 МПа, Dy = 50 мм трубы подвешены на
резьбе, а на Dy = 65 мм и 65/50 мм того же давления — на
муфтовой подвеске.
Регулирование режима эксплуатации скважин осуществляют
быстросменными штуцерами.
В арматуре предусмотрена возможность замера температуры, дав-
ления и подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки.
Запорными устройствами арматуры являются прямоточные
задвижки с уплотнением «металл по металлу», с принудитель-
ной или автоматической смазкой. Герметичность затвора в зад-
вижках при низких давлениях обеспечивается удельным давле-
нием на уплотняющих поверхностях, создаваемым пружинами.
При более высоких давлениях создается эффект самоуплотне-
ния затвора.
В задвижке предусмотрена возможность временного восста-
новления герметичности затвора путем нагнетания уплотнитель-
ной смазки в затвор со стороны выходного седла (для задвижек
с принудительной смазкой) и входного седла (для задвижек с
автоматической смазкой). Регулирование соосности проходных
отверстий шибера и корпуса достигается при помощи регулиро-
вочного винта.
137
Технические характеристики арматуры представлены в табл.
3.1.2 [18].
Таблица 3.1.2
Технические характеристики арматуры
Условное обозначение арматуры	Давление, МПа		Диаметр условного прохода ствола и боковых отводов, мм	Габариты, мм	Масса, кг
	рабочее	пробное			
АФЗК-65х21	21	42	65	2035x695x2560	1455
АФЗКа-65х21				2035x695x3040	1838
1АФК-100ПСх21			100	3560x1210x2540	4315
АФЗК-65х35	35	70	65	2035x820x2560	1525
АФЗКа-65х35				2035x820x3040	1934
2АФТ-65ПСх35				2560x630x3185	2316
4АФК-50х70	70	105	50	2730x785x3065	2320
АФК-65-70			65	2560x1070x3050	3110
АФЗК-65/50-70			65/50	2775x1070x3150	3305
Для облегчения управления задвижками опоры шпинделя
расположены в упорных шарикоподшипниках. Задвижки на
Р = 21, 35, 70 МПа с условным диаметром Dy = 100 мм изготов-
лены с выдвижным уравновешенным шпинделем (для задвижек
с принудительной смазкой и задвижек с автоматической смаз-
кой). Задвижка с автоматической смазкой состоит из сварно-
литого корпуса, в котором имеются две направляющие щеки с
емкостями для уплотнительной смазки и системой каналов для
прохода смазки к уплотнительным поверхностям. Между направ-
ляющими щеками установлены две плашки, собранные с шес-
тью цилиндрическими пружинами и предохранительной фто-
ропластовой втулкой.
Повышение герметичности затвора задвижки достигается при-
менением уплотнительной смазки, которая в момент возникно-
вения утечек подается к поверхности затвора автоматически, под
действием давления среды в корпусе задвижки. Через два обрат-
138
ных клапана в корпусе задвижки емкости в щеках заполняются
смазкой. При закрытой задвижке давление среды в корпусе че-
рез поршень действует на смазку, которая заполняет кольцевую
и цилиндрические канавки на щеке.
При открывании задвижки смазка частично вымывается из
кольцевой канавки, и тогда при закрывании, как только кольце-
вая канавка совместится со сверлением в щеке, давление среды,
действующее на поршень, заставит смазку переместиться и вновь
заполнить канавки.
Чтобы устранить пропуск среды через сальниковый узел, в
него нагнетается уплотнительная смазка. Для предотвращения
скопления во внутренней полости грязи и рабочей среды в зад-
вижках предусмотрен обратный клапан, расположенный в кор-
пусе и предназначенный для заполнения его смазкой ЛЗ-162.
3.1.3. ФОНТАННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ЗАРУБЕЖНОГО ПРОИЗВОДСТВА
Фонтанное оборудование для добычи нефти и газа за рубе-
жом в основном производится в США, Канаде, Франции, ФРГ
и Великобритании (до 60...70% всего изготовляемого оборудова-
ния в Европе). Машиностроительные фирмы Канады, Франции,
Великобритании, ФРГ и Италии выпускают устьевое оборудо-
вание по американским лицензиям, за исключением некоторых
фирм ФРГ и Франции. Вследствие этого европейские фирмы
находятся в зависимости от поставок техники из США и часто
даже получают материал для изготовления фонтанной армату-
ры. Согласно договорным контрактам и действующим лицензи-
ям, изготовление фонтанной арматуры ведется по технологичес-
ким требованиям, составленным Американским нефтяным ин-
ститутом (API). Бурение сверхглубоких скважин на нефть и газ с
высоким пластовым давлением потребовало создания высоко-
прочной и антикоррозионной фонтанной арматуры. Состав и
количество элементов ФА часто определяется заказчиком, вклю-
чая типы колонных головок и стволовых задвижек.
В Американском нефтяном институте на основании опыта
добычи нефти и газа в различных регионах мира составлены
практические рекомендации по выбору и эксплуатации фонтан-
ной арматуры в зависимости от пластового давления и агрессив-
139
ности скважины. Составлены схемы и классификация оборудо-
вания по рабочему давлению, определен материал элементов,
приведены данные о пробном давлении и методах гидравличес-
ких испытаний.
3.1.4 ОСНОВНЫЕ ТИПЫ И КОНСТРУКЦИИ
ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ
Выбор и установка соответствующего типа фонтанной арма-
туры для различных условий эксплуатации определяются давле-
нием газонефтяной среды, фонтанное оборудование скважин
состоит из трех основных узлов: колонной головки, трубной го-
ловки и фонтанной елки. Назначение колонной головки заклю-
чается в обвязке всех спущенных обсадных колонн (кондуктора,
промежуточной и эксплуатационной) между собой и герметиза-
ции межтрубных пространств колонн. Колонная головка служит
для подвески труб, подачи через боковой отвод воздуха или газа
в межтрубное пространство и контроля давления в нем.
В настоящее время фирмы Cameron и ОСТ (США) выпуска-
ют арматуру с соединением зажимного типа и проходным от-
верстием диаметром от 48 до 127 мм (в фонтанной арматуре для
двух и трех колонн насосно-компрессорных труб — до 152 мм)
[18].
Для увеличения стойкости, прочности и надежности все ос-
новные детали фонтанной арматуры фирмы Cameron изготав-
ливают из стали, выпускаемой этой фирмой. Эта сталь исполь-
зуется для изготовления элементов на различные давления и тех-
нологические процессы при одно-, двух-, трех-, четырех- и пя-
титрубных колоннах. Фирма Cameron выпускает также системы
управления для использования в обычных и сложных условиях с
возможностью регулирования от одиночного низконапорного
автоматического предохранительного клапана до управления
группой скважин и систем временной остановки. Фирма по-
ставляет предохранительные клапаны, переходники, крышки,
манометры, фонтанные штуцера. Главными запорными органа-
ми в фонтанной арматуре служат задвижки типа F и регулируе-
мые штуцера на концах отводов. В задвижке типа F установле-
ны долговечные вращающиеся седла. Она снабжена дистанци-
онным управлением. Создана дистанционная панель для управ-
140
ления штуцерами и одной стволовой задвижкой. Изготовлены
регулируемые штуцера Н-2, Н-3, специальные наконечники и
тройники.
Заслуживает внимания типовая предохранительная система
временной остановки скважины, где стволовые задвижки арма-
туры заменены запорным органом поршневого типа, установ-
ленным в монолитном блоке. К запорным органам и регулируе-
мым штуцерам подсоединены трубы высокого давления, иду-
щие от насоса и включаемые с пульта управления.
Фирма FMC (Франция) выпускает клапаны модели 30 на
рабочее давление 70 и 105 МПа, устанавливаемые на струнах
фонтанной арматуры, управляемой с пульта. Фирма Luceat
(Франция) разработала клапан-отсекатель 63.5IS на давление
70 МПа. Он устанавливается в колонную головку и позволяет
при закупорке головки демонтировать устьевое оборудование,
не опасаясь выброса. Клапан монтируется вручную или гид-
равлическим способом. Герметичность клапана достигается за
счет колец О-образного сечения, уплотняющих колонную го-
ловку, а не обсадную колонну.
Фирма FMC/OCT (Франция) изготовляет фонтанное обору-
дование для многопластового заканчивания скважин, состоящее
из колонной головки, подвески, переводной катушки и двойных
тройников с отводами. Каждая колонна НКТ сообщается само-
стоятельно с тройником и отводом.
Фирма FMC выпускает также фонтанное оборудование с двумя
стволовыми задвижками и двумя задвижками для одноколонной
скважины высокого давления. В США выпускается большое
число типоразмеров фонтанной арматуры на различные услов-
ные проходы и рабочее давление.
Фонтанная арматура в США унифицирована согласно API
Spec 6А с целью сокращения до минимума количества выпуска-
емых изделий. Для высоких устьевых давлений (75... 105 МПа)
фирмы выпускают малогабаритную фонтанную арматуру услов-
ным проходом 40 мм, предназначенную для эксплуатации глу-
боких и сверхглубоких скважин и на месторождениях с высоким
пластовым давлением (табл. 3.1.3).
В API Spec 6А приведены следующие основные требования:
•	к стали: высокое качество отливки, однородность структу-
ры, высокое сопротивление пластической деформации, равно-
141
Таблица 3 1.3
Параметры фонтанной арматуры зарубежных фирм
Рабочее давление, МПа	Условный проход, мм	Тип
14	50, 65, 80, 100	Крестовая
21		тройниковая
35		Крестовая V-образная
70	40, 50, 65, 80, 100	
105	40, 50, 65	Моноблочная V-образная
мерность распределения фаз, повышающих прочность стали, и
максимальная стойкость к коррозии;
•	к фонтанной арматуре в целом и комплектующим деталям:
абсолютная герметичность задвижек и других запорных орга-
нов;
•	герметичность фланцевых и хомутовых соединений в тече-
ние длительного времени;
•	комплектование фонтанной арматуры для скважин с высо-
ким устьевым давлением прямоточными запорными органами,
а для скважин с нормальным давлением (14 и 21 МПа) — кли-
новыми задвижками;
•	комплектование арматуры для коррозионных сред, содер-
жащих сероводород и углекислый газ, деталями из легирован-
ных и специальных сталей;
•	использование унифицированных марок сталей для изготов-
ления тройников, крестовиков, фланцев, вентилей и штуцеров;
•	ограничение использования крестовиков с малыми углами
поворота манифольда (струны);
•	применение внутренних деталей в арматуре с механически
обработанными поверхностями.
Фирмы Cameron, Me Evoy (США) и Sereg Schlumberger, Luceat
(Франция) и др. изготовляют фонтанную арматуру по типораз-
мерам и нормам API или придерживаются их.
Выпускаемое устьевое оборудование по API Spec 6А «Обору-
дование устья скважин» указывается на трафарете знаком «АР1».
Оборудование классифицировано в зависимости от максималь-
ного рабочего давления (от 7 до 140 МПа и более), при котором
фонтанная арматура может работать.
142
Предусмотрены нормы испытательных (пробных) давлений
для устьевого оборудования скважин в зависимости от макси-
мального рабочего давления и назначения фонтанной армату-
ры (табл. 3.1.4). Так, например, фонтанная арматура на рабо-
чее давление 70 МПа предусмотрена на пробное давление 73,2
и 158,2 МПа.
Основные фирмы-поставщики Cameron, Gray Tool Company
изготовляют фонтанную арматуру на рабочее давление от 21 до
140 МПа и 210 МПа.
Согласно API Spec 6А разработаны схемы оборудования ус-
тья скважин фонтанной арматурой в зависимости от ожидаемо-
го пластового давления. Этих схем должны придерживаться под-
рядные фирмы, выполняющие буровые работы.
Таблица 3.1 4
Нормы испытательных давлений
Максимальное рабочее давление, МПа	Испытательное давление, МПа	
	для арматуры с условным проходом 355 мм и менее и фланцевыми соединениями 340 мм и менее и резьбовыми соединениями	для арматуры с условным проходом 406 мм и более и фланцевыми соединениями
7	14	10,5
14	28,1	21,5
21	42,1	36,1
35,1	70,3	70,3
70,3	73,2	73,2
73,2	158,2	—
140,6	210,9	-
Схемы фонтанной арматуры делятся на тройниковую, крес-
товую и совмещенную типа елки. Арматура может комплекто-
ваться следующим образом:
•	с одним тройником, тремя стволовыми задвижками, из ко-
торых две установлены ниже тройника, и двумя задвижками на
отводе;
•	с одним тройником и тремя задвижками ниже тройника —
для скважин на суше и море на давление 70... 105 МПа;
•	в виде монолитного блока с одним отводом и тремя запор-
ными органами ниже отводной струны;
143
•	с одним крестовиком V-образного типа, с двумя отводами и
двумя задвижками ниже крестовика на рабочее давление 35, 70
и 105 МПа;
•	с одним крестовиком, двумя боковыми отводами по одной
линии и двумя стволовыми задвижками — для скважин на суше;
•	с одним крестовиком, совмещенными отводами (не на од-
ной линии) и тремя стволовыми задвижками для заканчивания
газовых скважин на суше;
•	с одним крестовиком, одним тройником, тремя струнами и
двумя стволовыми задвижками — для высокодебитных скважин
на суше.
В практике оборудования скважин используются различные
схемы фонтанной арматуры с обязательным условием выбора,
ее по рабочему давлению.
Для скважин на море преобладают схемы тройникового типа,
а для скважин, эксплуатирующихся с платформ и эстакад, — в
виде моноблока и крестовика с V-образным манифольдом.
Фирмы Luceat, FMC/OCT, Me Evoy, Cameron, Sereg
Schlumberger и другие изготовляют фонтанную арматуру на дав-
ление от 14 до 105 МПа. В этой арматуре отдельные узлы объе-
динены в один блок: задвижки, штуцера, тройники и др.
Фирма Cameron объединяет в один блок 4—5 задвижек вме-
сте с двумя угловыми регулирующими штуцерами с хомуто-
выми соединениями основных узлов вместо фланцевых со-
единений. Аналогичные соединения использует фирма Gray
Tool Company.
Струны направлены в одну сторону для облегчения обвязки,
особенно на морских скважинах, где елки крестового типа заме-
нены V-образными.
Преимуществом V-образной арматуры с хомутовым соедине-
нием является быстрота монтажа (демонтажа) и ремонта. Фирма
Gray Tool Company рекомендует V-образные елки и хомутовое
соединение как надежные, долговечные и компактные. Фирмы
FMC/OCT, Cameron, Sereg Schlumberger изготовляют фонтан-
ную арматуру с V-образной елкой для эксплуатации скважин
под водой. Рабочими струнами служат верхние V-образные, а
нижние на крестовине — резервные.
Фирма Luceat изготовляет фонтанную арматуру из стали Ура-
нус 50 на давление 14, 21 и 35 МПа.
144
Фонтанная арматура фирмы Luceat для обвязки трех обсад-
ных колонн и одной насосно-компрессорной диаметром
324x219x139,7x73 мм.
Ранее в Советском Союзе эксплуатировалась арматура фир-
мы Luceat на давление 35 и 70 МПа.
Технические характеристики
фонтанной арматуры на 35 МПа
Тип........................................крестовая
Испытательное давление, МПа................70
Рабочая температура, °C....................от -45 до +45
Материал деталей...........................сталь	Уранус	50
Диаметр, мм:
центрального прохода ствола елки...........63
проходного сечения боковых отводов елки....50,8
Подвеска насосно-компрессорных труб........конус с резьбой
для труб
диаметром 73 мм
Рабочее давление в колонной головке, МПа...21
Уплотнение межколонных пространств труб
диаметром 324x219x139,7, мм................пакер
Подвеска труб диаметром 219 и 140 мм.......клиновая
Резьба на колонной головке.................соответствует
ГОСТ 632-80
Привод задвижек............................ручной
Габариты, мм ............................ 3600x2355x755
Масса, кг.................................. 2700
Фонтанная арматура состоит из колонной головки с фланца-
ми, крестовика, верхнего переводника, специального фланца и
катушки для подвески насосно-компрессорных труб. Фирма из-
готовляет арматуру для различных условий эксплуатации.
Комплект фонтанной арматуры фирмы Luceat состоит из ко-
лонной головки и фонтанной арматуры для обвязки обсадных
труб диаметром 299x219x139,7x73 мм для газовых скважин, со-
держащих H2S и СО2. Конструкция выполнена из стали Маусти-
нокс C-Помпей. Колонная головка С-22 выполнена с резьбой
10 Ивановский
145
299 мм. Верхний фланец головки диаметром 305 мм испытыва-
ется на рабочее давление 14 МПа. В головке имеются два отвер-
стия с внутренней резьбой 2". Плашки предназначены для зах-
вата обсадных труб диаметром 299x219 мм. Кольцевая проклад-
ка R-57 диаметром 12” выполнена из нержавеющей стали и ис-
пытана на давление 14 МПа. Вентили игольчатого типа диамет-
ром 12,5 мм.
Первая промежуточная колонна в колонной головке фирмы
Luceat подвешивается на резьбе. Вторая промежуточная и эксп-
луатационная колонны сажаются на клиновую подвеску.
Колонная головка фирмы Luceat на давление 35 МПа отли-
чается от колонной головки на давление 14 МПа усиленным
корпусом.
Важное условие поставки колонных головок — предохранение
рабочих поверхностей фланцев и резьбы от повреждения и засо-
рения. Головка в комплекте с насосно-компрессорными трубами
до монтажа на устье скважины проверяется на герметичность.
Колонная головка для обвязки труб диаметром 324x219x140 мм
поставляется на рабочее давление 21 МПа. Подвеска труб —
клиновая, а уплотнение межколонных пространств — пакерное.
Резьба на нижней секции колонной головки 324 мм.
Колонная головка фирмы Breda (Италия) также разработана
по принципу клиновой подвески обсадных труб.
Оборудование фирм Luceat, Me Evoy обладает достаточной
механической прочностью и мало подвержено растрескиванию
в условиях контакта с влажным сероводородом.
Фирма FMC изготовляет фонтанную аппаратуру Juniched (не-
разъемного типа) для использования в среде H2S.
В фонтанной арматуре фирмы Sereg Schlumberger предусмот-
рены центральная стволовая (резервная) задвижка с ручным уп-
равлением и задвижка с дистанционным управлением. Кресто-
вик без фланцев, отводы от крестовика — с двумя задвижками
(резервной и рабочей) и регулируемыми штуцерами. Устанавли-
вается одна буферная задвижка на рабочее давление 70 МПа.
Буферная катушка заканчивается вентилем и манометром.
Соединение фланцев колонной головки, задвижек и штуце-
ров производится двусторонней шпилькой, а присоединение
фланцев резервных задвижек к корпусу крестовика — на болтах,
так же как к корпусу малого крестовика.
146
В фонтанной арматуре на рабочее давление 70 МПа все дета-
ли и узлы до малого крестовика колонной головки рассчитаны
на рабочее давление 35 МПа, выше крестовика — на 70 МПа.
Для данной фонтанной арматуры предусматривается колон-
ная головка для обвязки обсадных труб диаметром
324x244,5x177,8x88,9 мм.
Другой модификацией арматуры фирмы Sereg Schlumberger
является арматура на давление 70 МПа с измененной конструк-
цией верхнего крестовика. Подвеска НКТ производится не на
клиньях, а на резьбе через специальный переводник. В кресто-
вике отводы с правой стороны с двумя задвижками, а с левой —
с одной.
Для более глубоких скважин колонная головка рассчитана для
обвязки обсадных труб диаметром 508x339,7x244,5x177,8x88,9 мм.
Часто трубы подвешиваются на клиньях с уплотнительными па-
кетами межколонного пространства.
Фирма поставляет крестовики колонных головок с одним
отводом и вентилем, верхний крестовик — с двумя отводами и
двумя задвижками на каждом. Подвеска обсадных труб в колон-
ной головке состоит из ползунов, скользящей воронки и плава-
ющего уплотнительного кольца. Ползун и скользящая воронка
охватывают обсадную трубу. Уплотнительное кольцо перемеща-
ется скольжением по обсадной трубе, входит в головку, создавая
надежное уплотнение.
Подвеска обсадных труб включает уплотнительное устройство,
скользящую воронку и ползун в сборе. Уплотнительное устрой-
ство автоматически герметизирует кольцо по обсадной трубе ниже
ползунов в случае приложения нагрузки. Простота конструкции
и небольшое количество деталей делает подвеску удобной для
ремонта. Типы уплотнителей различные.
Французские фирмы рекомендуют для газоконденсатных ме-
сторождений трубы из легированной стали. Такие обсадные трубы
широко применяются в глубоких скважинах.
Фонтанная арматура фирмы Sereg Schlumberger включает ниж-
нюю катушку, на которой размещается собственно фонтанная
арматура. Основные узлы арматуры: нижняя задвижка, устанав-
ливаемая на катушку, крестовик, две стволовые задвижки, затем
дроссельные задвижки, отводы, а на крестовике через катушку —
лубрикатор. Управление фонтанной арматурой пневматическое.
147
Компрессором воздух закачивается в воздухосборник, затем
через задвижку в воздухоочистители и регулируемый клапан. По
трубопроводу воздух поступает в пневматические задвижки, ко-
торые дублируются задвижками с ручным управлением. Перед
пневматическими задвижками находятся разрядники.
На трубопроводе устанавливается манометр для измерения
рабочего давления в отводах.
Штуцерная батарея устанавливается на салазки. Рабочий
агент через входной фланец поступает в тройник, затем через
задвижки, регулируемый и фонтанный штуцера, угольники, про-
межуточные патрубки, задвижки, выходной тройник и выход-
ной фланец идет к потребителю. Отдельно на санях устанавли-
вается инструментальный ящик для обслуживания штуцерной
батареи.
Фирма Sereg Schlumberger изготовляет фонтанную арматуру
из материала API 2 Servise для использования в агрессивной се-
роводородной среде, согласно API Spec 6А «Оборудование устья
скважин. Категория работ H2S». По стандарту M0MR.0 175 но-
минальное давление 14, 21 и 70 МПа.
Фонтанная арматура на давление 35 МПа фирмы FMC/OCT
и на 70 МПа фирмы Sereg Schlumberger широко экспортируется.
Колонные головки поставляемые вместе с фонтанной армату-
рой в антикоррозионном исполнении, нередко изготовляют из
малоуглеродистой стали для работы в среде H2S.
Фирма Hibner Varnag (ФРГ) поставляет фонтанную арматуру
из стали AlSi 316Т по нормали 1.4571. Эта сталь соответствует
стали Х17Н13М2Г. При содержании сероводорода более 6% в
скважинной среде сталь AlSi 316Т не применяется.
Исследования на сероводородное растрескивание стали Ура-
нус 50 проводила фирма Cameron. Они показали, что разруша-
ющее напряжение составляет 100% от предела текучести.
Оборудование устья скважины фирмы Me Evoy использует-
ся для обвязки колонны диаметром 324x244,5x177,8 и 114 мм.
Фонтанная арматура включает колонную головку, трубную го-
ловку и фонтанную елку, состоящую из четырех секций: ниж-
ней обсадной головки, промежуточной обсадной головки, на-
сосно-компрессорной трубной головки и фонтанного обору-
дования. Оборудование выполнено из легированной и нержа-
веющей сталей, а некоторые детали — из кадмированной стали.
148
На боковых отводах установлены три клинкерные задвижки с
проходным отверстием диаметром 50,8 мм и с фланцами на
обоих концах.
После центральной задвижки условным проходом 103,6 мм
предусмотрены другая задвижка, V-образная фонтанная армату-
ра с центральным отводом и катушкой с манометром. Головки
для подвески труб типов S, S-V, S-W и SA-2 и корпус угловых
штуцеров выполнены из легированной стали, кольцевые уплот-
нения овальной формы — из кадмированной стали.
На двух боковых отводах установлены угловые штуцера, кор-
пусы которых изготовлены из нержавеющей стали.
Фонтанное оборудование фирмы Me Evoy имеет следующие
недостатки: не все клинкетные задвижки взаимозаменяемы; на
правом отводе от крестовины установлена одна задвижка; зад-
вижки предусмотрены с фланцевым и резьбовым соединениями
с обеих сторон.
Фонтанное оборудование фирмы Me Evoy поставляется на
давление 21, 35 и 70 МПа. Это оборудование широко использу-
ется на газоконденсатных месторождениях при содержании в
скважинной среде H2S. Нормативное количество сероводорода
при эксплуатации арматуры фирмой не регламентировано.
Применение коррозионно-стойких материалов улучшает эк-
сплуатационные характеристики скважин и обеспечивает их ра-
боту без ремонта длительное время.
Детали фонтанной арматуры классифицируются по номерам.
Так, например, обсадная головка А-103899, типа S-V; подвеска
для обсадной трубы А-53515 типа S-V, клинкерная задвижка
А-104142 фирмы Me Evoy; насосно-компрессорная головка
А-103-304 типа S-W.
Фирма Cameron разработала устьевое оборудование скважи-
ны для монтажа на платформе. Секции соединяются между со-
бой при помощи хомутов. Это оборудование рекомендовано для
проводки морских скважин. Оно представляет собой массивную
головку с двумя стволовыми задвижками и одной боковой зад-
вижкой, снабженной электроприводом (пневмоприводом). Ре-
зервная стволовая задвижка монтируется без маховика на время
эксплуатации скважины. Задвижки на 70 и 105 МПа с электро-
приводом (пневмоприводом) комплектуются предохранительным
клапаном и тарируются на определенное давление. Задвижка на
149
рабочей струне выполнена с электроприводом (или гидроприво-
дом), для замера дебита используется счетчик. Для высокого дав-
ления выпускается фонтанная арматура с тремя задвижками,
устанавливаемыми выше крестовины трубной головки Верхняя
задвижка снабжена электроприводом. Как правило, фонтанная
елка изготовляется из кованого тройника с тремя отводами:
V-образные отводы комплектуются двумя задвижками, из кото-
рых одна с электроприводом. Внутренние детали арматуры из-
готовлены из нержавеющей стали.
Манифольды описанной фонтанной арматуры на рабочее
давление до 21 МПа состоят из трех задвижек, одного тройника,
манометра и прибора для замера расхода. Струны не имеют стро-
гого направления. Они монтируются на резьбе или сварке без
колен и фланцев.
На месторождениях с аномально высоким пластовым давле-
нием не устанавливается фонтанная арматура с хомутовым со-
единением из-за опасности утечки газа, промыва соединения и
выброса. Если пропуск газа в арматуре происходит выше ство-
ловой задвижки, то его ликвидация не представляет особого труда,
так как эта задвижка управляется дистанционно.
Верхняя часть каждой фонтанной арматуры комплектуется
подбуферным краном и буферной катушкой со штуцером, вен-
тилем, тройником и манометром. В отличие от отечественной
компоновки основные струны не всегда объединяют в одну ли-
нию при помощи рабочей обвязки. Тем не менее, рабочая об-
вязка на скважинах отличается разнообразием.
В крестовике елки и ответном фланце бокового отвода труб-
ной головки имеются проходы для подачи ингибиторов корро-
зии соответственно в ствол елки и в затрубное пространство.
На катушках боковых отводов елки не всегда предусмотрены
карманы для термометра замера температуры скважинного
флюида.
В необходимых случаях при помощи дистанционно управ-
ляемой задвижки перекрывается поток из скважины. С помощью
задвижки с ручным управлением на боковой струне можно вре-
менно перекрыть одну из струн для замены отдельных деталей —
втулки, клапана, катушки и др.
Для регулирования режима работы скважины предусмотрены
два угловых регулируемых штуцера.
150
В основном фонтанная арматура, выпускаемая за рубежом,
включает трубную головку, крестовик, задвижку с ручным уп-
равлением, стволовую задвижку с дистанционным управлением,
боковой буфер и ответный фланец. Подвеска лифтовых труб
диаметром от 44,5 до 114 мм осуществляется с помощью пере-
водника, ввинченного в катушку. Трубная головка служит для
проведения технологических операций и ремонтных работ. За
рубежом редко устанавливают фонтанную арматуру с четырьмя
струнами (выкидами) и тройниками, за исключением газокон-
денсатных скважин, содержащих H2S и СО2.
При освоении скважины с промывкой жидкостью, газом и
сжатым воздухом на нагнетательной линии насоса устанавлива-
ются манометр, обратный клапан, задвижка.
Снижать затрубное давление газа разрешается только при
помощи штуцера на отводе через вторую от крестовика задвиж-
ку и при постоянно открытой первой задвижке.
Смена штуцера и штуцерных камер производится после пе-
ревода струи на второй выкид и закрытия резервной задвижки
на рабочем выкиде. Давление на струне за штуцером снижается
до атмосферного при помощи крана, установленного на линии.
При вскрытии газовых залежей с высоким пластовым давле-
нием устанавливается фонтанная арматура с шестигранным уси-
ленным корпусом.
Арматура устанавливается на колонную головку и через пере-
водную катушку подсоединяются три стволовые задвижки (две из
них управляются дистанционно, а третья — вручную), затем мон-
тируется крестовик с двумя задвижками дистанционного и руч-
ного управления. На верхнем отводе крестовика елки находится
задвижка ручного управления, фланец с заглушкой и манометр.
Газовый поток направляется по одной струне через регулиру-
емый штуцер. При ремонтных работах эта струна перекрывает-
ся, а поток направляется по второй струне на газоотделитель.
Если нефтяной газ содержит сероводород, то в задвижках пре-
дусмотрена возможность подачи ингибитора коррозии.
Струны крупногабаритной фонтанной арматуры устанавли-
вают на металлических подставках и укрепляют растяжками по
две на каждую струну.
Некоторые виды фонтанной арматуры имеют прямоугольную
крестовину с отводами, по две задвижки на каждом отводе и
151
регулируемые штуцера — на концах. Стволовая часть фонтан-
ной арматуры состоит из двух задвижек с ручным управлением и
задвижки с дистанционным управлением.
В США разработана фонтанная арматура на давление около
200 МПа для обвязки газовой скважины с высоким давлением.
На отводах арматуры установлены задвижки фирмы W-K-M.
За регулируемыми дросселями устанавливают задвижки на
одну ступень ниже по рабочему давлению (по классификации
API). Для уменьшения трудоемкости монтажа и габаритных раз-
меров фирма Sereg Schlumberger изготовляет блоки задвижек с
тройниками, задвижками, крестовинами и регулируемыми дрос-
селями.
3 1 5 ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ
ЗАПОРНЫХ УСТРОЙСТВ АРМАТУРЫ
В арматуре применяются следующие запорные устройства:
•	задвижки клиновые;
•	задвижки прямоточные;
•	краны;
•	вентили.
Запорные устройства первых трех типов являются основны-
ми в стволовой и отводящей частях арматуры. Вентили устанав-
ливаются перед манометрами.
Рис. 3.1.4. Схема клиновой задвижки
1 — шибер, 2 — седло, 3 — корпус
Основное достоинство
клиновой задвижки — ее про-
стота. Но при открытой зад-
вижке у проходного канала
(рис. 3.1.4) образуются боль-
шие боковые полости, вызы-
вающие образование вихревых
потоков, потерю напора и воз-
можность отложения в них
солей, парафина и песка. При
этом уплотняющие поверхно-
сти у корпуса и клина интен-
сивно омываются потоками жидкости, отбираемой из скважи-
ны, что приводит к их усиленной коррозии и эрозии.
152
гг^пп
Рис. 3.1.5.
Схема прямоточной задвижки
Этих недостатков нет у прямоточ-
ной задвижки (рис. 3.1.5). Клиновое
уплотнение у нее заменено шиберным
с двумя плашками или одношиберным.
Шибер при открытом и закрытом про-
ходном канале все время прижат к уп-
лотняющим поверхностям деталей
корпуса. Он состоит из двух полови-
нок, разжимаемых пружинами. Сум-
марное усилие пружин может доходить
до 9 кН. При закрытии или открытии
прямоточной задвижки шибер сколь-
зит по уплотняющим поверхностям
деталей корпуса. В открытом состоя-
нии внутри задвижки образуется прямой канал без существен-
ных боковых полостей. Уплотняющие поверхности не омывают-
ся потоком жидкости. К уплотняющим поверхностям у зазора А
подается густая смазка. Таким образом исключаются основные
недостатки клиновой задвижки.
Применяются прямоточные задвижки с густыми уплотняю-
щими смазками. Смазки вязкие, нерастворимые в нефти и пла-
стовых водах. Запас этой смазки находится в резервуарах Б. От
основной полости задвижки смазка (обычно ЛЗ-162) отделена
поршнями В Вся внутренняя полость задвижки также заполне-
на специальным маслом.
Применяются также прямоточные задвижки с уплотнением
эластичными элементами у зазора А из графитофторопласта
АФГ-80ВС. Так как внутри задвижки давление равно давлению
проходящей через нее среды, то на шпиндель Г снизу действует
сила, воспринимаемая осевыми опорами (см. рис. 3.1.5). Для
уменьшения осевых сил, действующих на шпиндель задвижки Г,
применяется разгрузочный шток (рис. 3.1.6).
Осевая опора шпинделя у прямоточной задвижки шарико-
вая, что позволяет уменьшить крутящий момент на шпинделе.
Вращая маховик и шпиндель, навинчивают гайку шибера на
резьбовую часть шпинделя и поднимают шибер до упора, когда
совмещаются отверстия в корпусе и шибере. Так же открывает-
ся и закрывается клиновая задвижка. Таким образом, у задви-
жек обоих типов есть еще один общий недостаток — для откры-
153
Рис. 3.1.6. Прямоточная задвижка с разгрузочным штоком:
1 — шибер; 2 — шпиндель с резьбой; 3 — осевая опора; 4 — маховик; 5 —
уплотнение шпинделя; 6 — разгрузочный шток; 7 — уплотнение штока
154
тия и закрытия необходимо
сделать несколько поворотов
маховика, прилагая к нему
большое усилие.
Кран выгодно отличается
от задвижки (рис. 3.1.7). Для
его открытия или закрытия
достаточно повернуть рукоят-
ку на 90°. Его уплотняющие
поверхности так же, как и у
прямоточной задвижки, не
омываются потоком жидко-
сти, и канал его не имеет мер-
твых пространств при откры-
том кране.
Кран имеет корпус 7, проб-
ку 2, шпиндель 7, КЛЮЧ 8, ре- Рис. 3.1.7. Кран конический пробковый
гулировочный винт 4, уплот-
няющие манжеты 5, каналы и обратный клапан 10 с пружиной
12 для заполнения крана смазкой. Кроме того, имеются канал и
клапан для подачи смазки к резьбе шпинделя. Шпиндель входит
своим кулачком в прорезь пробки 6, поэтому при повороте шпин-
деля вращается и пробка. Шпиндель держится в корпусе на резьбе.
Она воспринимает осевые усилия и является уплотняющим эле-
ментом, который для большей герметичности заполнен специ-
альной смазкой через канал и клапан.
Вся полость крана заполнена смазкой ЛЗ-162. Рекомендуе-
мая температура применения смазки от -40 до +120 °C.
Положение пробки в корпусе регулируется на заводе-изгото-
вителе крана регулировочным винтом 4, закрепленным в крыш-
ке 3. Между пробкой и корпусом должен быть зазор в несколько
сотых миллиметра. В шпинделе расположен нажимной болт 9.
Перемещением его смазка подается из шпинделя в полость кра-
на через клапан 10. Этим же болтом 9 можно отжать пробку при
ее заклинивании.
Для отжатия пробки немного отворачивают регулировочный
болт, болт 9 выворачивают, всю полость шпинделя плотно за-
полняют смазкой и, вворачивая болт 9, отжимают обратный кла-
пан 10, деталь 77 и пробку до упора в шар.
155
Одним из главных недостатков кранов является сложность
изготовления. От точности изготовления зависит его надежность.
Для обеспечения надежной работы крана требуются специаль-
ные смазки.
3 1 6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСИЛИЙ, ДЕЙСТВУЮЩИХ
НА ФЛАНЦЕВОЕ СОЕДИНЕНИЕ АРМАТУРЫ
Наиболее распространено соединение узлов и деталей арма-
туры с помощью фланцев. При фланцевом соединении деталей
арматуры уплотнение осуществляется в большинстве случаев
металлическим кольцом овального или восьмиугольного сече-
ния (рис. 3.1.8, а).
Усилие, действующее на кольцо, не должно приводить к его
остаточным деформациям.
В первом варианте (рис. 3.1.8, б) уже при сборке кольцо со-
прикасается с канавками фланцев по их внутреннему и внешне-
му скосам. Уплотнение происходит за счет упругой деформации
кольца и фланцев в месте их соприкосновения.
Рис. 3.1.8. Схема фланцевого соединения деталей арматуры
156
Во втором варианте (рис. 3.1.8, в) кольцо соприкасается в
начале сборки только с внешним скосом канавки у верхнего
фланца и фаски у нижнего фланца. При затяжке соединения
шпильками кольцо уменьшается в диаметре (в пределах упругих
деформаций) и доходит до внутреннего скоса канавки, в этот
момент затяжка прекращается.
Момент упора кольца во внутренний скос заметен по резко-
му возрастанию усилия затяжки гаек у шпилек.
При работе уплотнения, когда в арматуре повышается давле-
ние, фланцы раздвигаются под действием давления и кольцо
занимает первоначальное положение (см. рис. 3.1.8, б).
Усилия при этих двух вариантах использования кольца рас-
считывают различными методами. Но в обоих случаях опреде-
ляются усилия предварительной затяжки, рабочее усилие при
повышении в арматуре давления, учитывается влияние разности
температур откачиваемой жидкости или газа и окружающей ар-
матуру среды и влияние веса боковых отводящих труб, подсое-
диненных к арматуре [8].
Арматура выпускается для использования по второму вари-
анту уплотнения, но на практике часто применяется и первый.
Расчет усилий при уплотнении по первому варианту (см.
рис. 3.1.8, б) Усилие предварительной затяжки (Рзат) в этом
случае определяется по давлению допустимого предваритель-
ного смятия;
Р = nD b.q,	(3.1.1)
зат	ср эф J ’	v '
где Дср — средний диаметр кольца (считается, что уплотнение
может происходить как по внутреннему, так и по наружному
скосу канавки на фланце); бэф — эффективная ширина проклад-
ки, т.е. суммарная ширина уплотняющего пояска у кольца.
Допустимое давление для мягких сталей (Ст. 2) равно 127 МПа,
а для более твердых (1Х18Н9) — 172 МПа.
Усилие, действующее при эксплуатации (Рэксп), учитывает дей-
ствие давления (Р ), разжимающего фланцы, остаточное уси-
лие затяжки (Рзат), которое должно быть достаточным для уплот-
нения соединения, влияние температуры перекачиваемой среды
(РТ), влияние отводящих манифольдов (Рман).
Два первых составляющих Рэксп равны:
157
Р + ДР = 0,25PZ> 2р + п D b .тр, (3.1.2)
где р — давление в арматуре; т — прокладочный коэффици-
ент, зависящий от упругих свойств материала прокладки. Для
мягкой стали он равен 5,5, для более твердой — 6,5.
В случае работы арматуры с газом или со смесью жидкости и
газа в зависимость (3.1.2) вводится коэффициент 2 перед «да».
При подаче в скважину теплоносителя (например, пара) или
отборе пластовой жидкости с высокой температурой масса ме-
талла арматуры около проходного сечения и прокладка нагре-
ваются. Температура шпилек будет ниже, так как условия их
охлаждения лучше. В результате температурное расширение
основного тела деталей арматуры и прокладки становится боль-
ше, чем шпилек, и они нагружаются дополнительным усили-
ем Pt.
Считая (для упрощения) фланцевые окончания деталей жес-
ткими, а шпильки и прокладку упругими, определяем возника-
ющее усилие
P=Mh а / [(Л /Е +	Е )], (3.1.3)
где Д/ — разность температур фланца и шпилек; /гшп — длина
растягиваемой части шпильки; а — коэффициент теплового рас-
ширения материала фланца, 1/°С; /гра6 — высота прокладки меж-
ду поверхностями опоры о соседние фланцы; £ — модули
упругости материала шпилек и прокладки, соответственно; /шп,
р — площади горизонтального сечения шпильки и прокладки,
соответственно.
Если температура пара, проходящего через арматуру, равна
300 °C, то разность температур фланца и шпилек в начале про-
грева близка к 20 °C, а при установившемся режиме — к 10 °C.
Несмотря на небольшую разность температур, усилия, вызывае-
мые ею, соизмеримы с усилиями, которые мы учли ранее.
Рабочая высота прокладки
^6= h. ~ О ~ cosai) Л>-	О-1-4)
Обозначения и величины ha и а,, £0 показаны на рис. 3.1.8.
158
Иногда отводы арматуры и манифольды, подсоединяемые к
ним, имеют несколько задвижек и дросселей. Масса всех этих
деталей значительна. При этом не всегда отводящие трубопро-
воды имеют надежную опору, и поэтому часть их веса передает-
ся арматуре. При отводе от тройника это создает момент, кото-
рый нельзя не учитывать в расчетах. Получается рычаг, к кото-
рому приложена сила в центре тяжести отвода между тройником
и надежной опорой отвода. Рычаг опирается о прокладку флан-
ца и растягивает часть шпилек. Это шпильки, наиболее удален-
ные от манифольда, создающего изгибающий момент. Так как
расстояние до центра тяжести отвода от оси арматуры измеряет-
ся обычно метрами, а от опоры фланца до шпилек — сантимет-
рами, существенный вес отвода создает большие дополнитель-
ные нагрузки на шпильки. Эти усилия можно определить по
следующей зависимости:
Р = 2 М / (D + DA,	(3.1.5)
где Мизг — изгибающий момент, равный произведению рас-
стояния от центра тяжести отвода до оси арматуры на силу
тяжести отвода; Э, — диаметр окружности, проведенной через
оси болтов.
Поскольку это усилие воспринимается только частью шпи-
лек, условно принимаем, что нагрузка Рман передается 1/3 всех
шпилек соединения. Действительно, при двенадцати шпильках
четыре, расположенные ближе к отводу, будут разгружены, на
четырех средних нагрузка не изменится и у четырех остальных
шпилек нагрузка увеличится.
Таким образом, общее усилие, действующее на наиболее на-
груженную шпильку фланцевого соединения при работе армату-
ры, можно принять примерно равным
Р = (Р + Р + Р + ЗР ) / z, (3.1.6)
где z — число шпилек в соединении.
Напряжение в наиболее нагруженной шпильке
с> =Р // .	(3.1.7)
ШП шп ' J шп	Х 7
159
Расчет усилий при уплотнении по второму варианту (см. рис.
3.1.8, в). При затяжке соединения с овальным кольцом во вто-
ром варианте его установки оно сжимается по оси соединения
и по радиусу. Если условно принять силу, действующую по
радиусу, равномерно распределенной по внешней поверхнос-
ти кольца, то кольцо можно рассматривать как толстостен-
ный цилиндр (отношение толщины цилиндра к диаметру близ-
ко или более 1/10), сжимаемый внешним условным давлени-
ем р . В этом случае большее эквивалентное напряжение (ст )
будет у внутренней поверхности овального кольца. Оно нахо-
дится по окружному (от) и осевому (ог) напряжениям. Боль-
шее окружное напряжение будет на внутренней поверхности
прокладки:
СТг=-2йоГн/('-2„-Гв)-	(ЗЛ.8)
Осевое напряжение
где гн, гв — наружный и внутренний радиусы прокладки, со-
ответственно; Р — осевое усилие, действующее на прокладку; / —
площадь сечения прокладки, перпендикулярная к ее оси.
Радиальное напряжение у внутренней поверхности овального
кольца будет при затяжке равно нулю, так как в этот период
внутри арматуры избыточного давления нет.
Эквивалентное напряжение определяется по четвертой тео-
рии прочности:
I 2	2
°экв =У°г +cz	•
(3.1.10)
Подставляя в (3.1.10) значения ст ист из (3.1.8) и (3.1.9), нахо-
дим:
Ро = Г± д/з//2+4л(г2 - r„2 jc2KB
(3.1.П)
160
В то же время условное внешнее давление р0 связано с осе-
вым усилием Р, приложенным к овальному кольцу, следующей
зависимостью (см. рис. 3.1.8):
2Р tg а = рп л D h	(3.1.12)
z ° г0 п раб ’	х	7
где Dn — диаметр цилиндра, проведенный через места каса-
ния прокладки и фланцев,
D = 2г - 2R (1 - sin а.);	(3.1.13)
п и О v	I7 *	v	7
Араб — рабочая высота прокладки при применяемых углах ар
h = h - 0,22Рп.	(3.1.14)
Таким образом, из выражений (3.1.11) и (3.1.12) можно опре-
делить Р. При этом принимаем, что р0 не превышает величину,
при которой стэкв становится близким к пределу текучести мате-
риала прокладки стт, т.е. можно заменить аэкв на стт с определен-
ным запасом прочности Этот запас принимается для прокладки
обычно несколько меньшим, чем для фланца. Если запас проч-
ности при расчете фланца принимается равным 2,5, то для про-
кладки запас прочности равен 2,25.
о = о / п .	(3.1.15)
ЭКВ т '	v	7
Однако Р не равно усилию затяжки фланцевого соединения,
так как часть усилия тратится на преодоление сил трения в ме-
сте соприкосновения прокладки и фланца.
В некоторых случаях необходимо учитывать и силу трения.
При учете сил трения (рис. 3.1.9) усилие затяжки Рзат будет
Р — л D h (г2 - г2) ст / 2 х
зат	п раб v и в7 экв '
х[2Рн tg (а,-ф)- Dn Ара6] х
х [1 — cos (а, + ф) / cos (а, - ф)].
(3.1.16)
Н Ивановский
161
Рис. 3.1.9. Схема распределения
усилий на контакте
уплотняющего кольца и фланца
Учитывая, что шероховатость
поверхности канавки и прокладки
мала и что перед сборкой канавка
и прокладка покрываются смазкой,
в некоторых случаях можно пре-
небречь силой трения. При боль-
ших углах а можно также пренеб-
речь и осевыми напряжениями.
Тогда упрощенное выражение для
усилия затяжки будет иметь сле-
дующий вид [10]:
Р = 0,250 h , (1 - к2) о tg а„ (3.1.17)
зат ’ п раб х	' т °	1’	4	'
где к = г /г.
Для определения усилия, действующего на шпильки соеди-
нения во время работы арматуры, можно воспользоваться зави-
симостью, предложенной АзИНмашем:
Р = Р + ДР = (К + Ап) р ,	(3.1.18)
где	Ро = л О2 / 4;
Ао = 0,5л Оп йра6/(А;) ctg а,;	(3.1.19)
/(£) = 2к2/(1 + М2).
Выражение (3.1.17) получено для случая, когда прокладка при
затяжке доводится до двухстороннего касания с канавкой флан-
ца. При определении зависимости (3.1.17) были приняты допу-
щения, которые приводят к занижению значения Ао примерно
на 30% при коэффициенте трения 0,16 (<р = 9°) и завышению на
16% при коэффициенте трения 0,05 (<р = 3°)- При ср = 5° значе-
ния Ао, полученные по формуле АзИНмаша и по более точным
зависимостям (3.1.14), совпадают.
162
3.1.7. ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ ДЕТАЛЕЙ
ФЛАНЦЕВОГО СОЕДИНЕНИЯ
При прочностном расчете деталей арматуры достаточно про-
верить прочность шпилек, фланца, прокладки и цилиндричес-
кой части деталей арматуры.
Расчет фланца. Фланец рассчитывается по наиболее опасно-
му сечению, которым является сечение АС (см. рис. 3.1.8). Для
расчета фланца его можно представить в виде консольной балки
с заделкой в сечении АС.
В соответствии с обозначениями рис. 3.1.8 уравнение момен-
та изгиба балки запишется так:
МЛГ = Р 1Л.
АС	А
(3.1.20)
Здесь Р = Ршп z. Момент сопротивления опасного сечения:
WAC = 0,17л DJ 0,5 [(Яр - ЯрР + 2 (Я- е)2]. (3.1.21)
Напряжение в опасном сечении
[°] ^АС = МАС / WAC •
(3.1.22)
Допустимое напряжение [ст] определяется по пределу текуче-
сти материала фланца при запасе прочности 2,5 [10].
Проверка шпилек на прочность.
Внутренний диаметр резьбы шпилек проверяют по формуле
<7ШП = yj4Pn/itzaT ,
(3.1.23)
где п — коэффициент запаса прочности шпилек, принимает-
ся равным 3...5; Р — см. формулу (3.1.20).
Цилиндрические части арматуры проверяют, определяя тол-
щину цилиндрической части S:
S = 0,5 DBH(>доп + р)/(стдоп-р)-1),	(3.1.24)
163
где /)вн — внутренний диаметр цилиндра; р — рабочее давле-
ние; одоп — допускаемое для данного материала напряжение на
растяжение.
Для определения прочности прокладки проверяют параметр
Рр отражающий устойчивость формы прокладки при действии
на нее осевых сил:
р1= 1,285^/7^;,
(3.1.25)
где R = (г + г )/2.
ср v в н7/
Если р, равно или меньше единицы, расчет считается закон-
ченным. Если больше, то надо сделать прокладку прочнее, на-
пример изменить материал прокладки и найти новую ширину
сечения прокладки b из зависимости
0,25 ctg сг! + 31	-1
(3.1.26)
где от — предел текучести материала прокладки; п} — запас
прочности прокладки, принимается несколько меньшим, чем у
фланца.
Если у фланца пф = 2,5, то, по рекомендациям АзИНмаша,
и, = 2,25; а, — угол наклона внешней поверхности канавки на
фланце к его торцу (65...75°).
3.1.8. КОМПЛЕКС СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ДЛЯ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
При разрушении или повреждении устьевого оборудования,
нарушении герметичности эксплуатационной колонны и нека-
чественном цементировании межтрубного пространства переход
скважин на открытое фонтанирование можно предотвратить,
применяя комплекс специального подземного скважинного обо-
рудования, который также предназначен для обеспечения одно-
164
временной раздельной эксплуатации двух продуктивных гори-
зонтов или более, разобщения вскрытого продуктивного гори-
зонта от вышележащих или нижележащих пластов, разобщения
колонны из насосно-компрессорных труб от затрубного простран-
ства, обеспечения проведения многочисленных промысловых
технологических операций, связанных с эксплуатацией или ре-
монтом скважин. Необходимо отметить, что в соответствии с
решением Госгортехнадзора РФ с 1992 г. этот комплекс обору-
дования должен в обязательном порядке применяться при фон-
танной эксплуатации скважин.
Комплекс специального скважинного оборудования состоит
из пакеров, якорей, разъединителей колонн, скважинного инст-
румента для подготовки ствола скважины, клапанов-отсекате-
лей, циркуляционных и ингибиторных клапанов, посадочных
ниппелей, а также из инструмента и принадлежностей канатной
техники для управления подземным оборудованием.
Пакеры, устанавливаемые над эксплуатационным горизонтом,
служат для разобщения зон затрубного пространства, располо-
женных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплу-
атационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных сква-
жин при их эксплуатации и ремонте, а также для разобщения
двух продуктивных горизонтов или более при одновременной
раздельной эксплуатации их и эксплуатационного горизонта от
водоносных нижележащих горизонтов. Типоразмеры и конст-
рукции пакеров нормализованы ОСТ 26-02-1016-73 и техничес-
кими условиями ТУ 26-16-10-76 и ТУ 26-16-15-76. Установлены
следующие типы пакеров: ПВ — усилие направлено от перепада
давления вверх; ПН — усилие направлено от перепада давления
вниз; ПД — усилие направлено от перепада давления как вверх,
так и вниз (двустороннее действие).
По способности фиксироваться на месте установки пакеры
подразделяют на фиксирующиеся якорем (Я) и самостоятельно
фиксирующиеся. По способу посадки пакеры подразделяют на
гидравлические (Г), механические (М), гидромеханические (ГМ)
и не требующие посадки. Съем пакеров осуществляется натя-
гом, вращением (В), разбуриванием (Р) или специальным инст-
рументом (И). Предусматривается следующее исполнение паке-
ров: нормальное; коррозионно-стойкое, углекислотостойкое К1
(СО2 не более 10% объема), сероводородостойкое К2 (H2S и СО2
165
не более 10% объема каждого компонента), сероводородостой-
кое КЗ (H2S и СО2 свыше 10%, но не более 26% объема каждого
компонента); термостойкое для рабочих сред с температурой
более 150 °C.
Конструкция и технические характеристики пакеров должны
отвечать условиям их применения: возможности посадки в экс-
плуатационную колонну из обсадных труб по ГОСТ 632-80; воз-
можности сочленения с колонной, собираемой из насосно-ком-
прессорных труб по ГОСТ 633-80, температура рабочей среды
до +200 °C; максимальный перепад давления, воспринимаемый
пакером должен соответствовать параметрическому ряду услов-
ных давлений: 14, 21, 35, 70, 105 МПа; зазор между наружным
диаметром пакера и внутренним диаметром эксплуатационной
колонны не более 12...20 мм.
Условное обозначение пакера должно включать: тип, число
проходных отверстий (для многопроходных пакеров), вид по
способности фиксироваться, способы посадки и съема, на-
ружный диаметр, максимальный перепад давления. Например,
пакер с усилием, направленным вверх, однопроходный, фик-
сируемый отдельным устройством, не требующий посадки, ос-
вобождающийся натягом, наружным диаметром 118 мм, вос-
принимающий перепад давления 14 МПа, в нормальном ис-
полнении обозначается: пакер ПВ-Я-118-14 ОСТ 26-02-1016-73.
Тот же пакер в термостойком исполнении: пакер ПВ-Я-118-14Т
ОСТ 26-02-1016-73. Например, пакер двустороннего действия,
двухпроходной, самостоятельно фиксирующийся, с посадкой гид-
ромеханическим способом, снимаемый специальным инструмен-
том, наружным диаметром 136 мм, воспринимающий перепад
давления 35 МПа, в нормальном исполнении обозначается: па-
кер ПД2-ГМИ-136-35 ОСТ 26-02-1016-73. Тот же пакер с посад-
кой механическим способом, разбуриваемый, в коррозионно-стой-
ком — углекислотостойком исполнении: пакер ПД2-МР-136-35К1
ОСТ 26-02-1016-73.
Для заякоривания и центрирования скважинного оборудова-
ния в эксплуатационной колонне служат специальные устрой-
ства — якори.
Разъединители колонны предназначены для отсоединения ко-
лонны труб НКТ от скважинного оборудования, оставляемого
в скважине, при эксплуатации нефтяных и газовых скважин и
166
соединения их с этим оборудованием. Отсоединение колонны
НКТ от скважинного оборудования и присоединение их осуще-
ствляют через разъединитель колонны с помощью канатной тех-
ники. Толкатель с инструментом, спускаемым на канате, при
подъеме (подергивании) инструмента (в его рабочем положе-
нии) отсоединяет колонну НКТ от скважинного оборудования,
а при спуске (подергивании) инструмента (в его рабочем поло-
жении) — соединяет колонну НКТ со скважинным оборудова-
нием.
Колонный инструмент и колонные скребки предназначены для
очистки внутренней поверхности обсадных и эксплуатационных
колонн нефтяных и газовых скважин от слоя бурового раствора,
цементных корок, заусенцев, задиров, отложений солей, пара-
фина и шлама перед спуском пакеров или скважинного обору-
дования, а также при проведении ремонтных работ в скважине.
Очистку внутренней поверхности колонн осуществляют с одно-
временной промывкой ствола промывочной жидкостью.
Фрезер предназначен для разбуривания стационарных паке-
ров, пробок и скважинного оборудования при капитальных ре-
монтах нефтяных и газовых скважин. Разбуривание фрезером
осуществляют через колонну бурильных труб с одновременным
вращением их и прямой циркуляцией промывочного раствора.
Выносимый шлам из промывочного раствора осаждается в шла-
моуловителе, спускаемом совместно с фрезером на колонне бу-
рильных труб. Оставшиеся от разбуривания части поднимают с
помощью захватного узла. Фрезеры и рэйберы используют для
удаления солей, парафина и шлама из колонн НКТ.
В состав скважинного оборудования, предназначенного для
эксплуатации газовых и нефтяных скважин, а также для нагне-
тательных скважин, входят различные скважинные клапаны,
позволяющие осуществлять многочисленные технологические
промысловые операции: освоение и глушение скважин, подачу
ингибиторов гидратообразования и коррозии, отсечку потока и
некоторые ремонтно-профилактические операции.
Скважинные клапаны можно классифицировать по способу
установки, назначению, принципу действия, способу управле-
ния и типу запорного органа. К гидравлическим или пневмати-
ческим относятся клапаны, открывающиеся или закрывающие-
ся под действием нагнетаемой или уплотняемой с устья рабочей
167
жидкости (жидкость, газ). К механическим относятся клапаны,
управляемые канатной техникой, к гидромеханическим — кла-
паны, управляемые частично канатной техникой, частично гид-
равликой.
Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического пе-
рекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины
при нарушении установленного режима ее эксплуатации в ре-
зультате частичного повреждения или полного разрушения ус-
тьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатаци-
онной колонны скважины, затрубное пространство которой за-
герметизировано пакером. При обустройстве скважин пакер и
клапан-отсекатель обычно устанавливают непосредственно над
продуктивным горизонтом. Это очень важно, если скважина
может дать грифон.
Забойные клапаны-отсекатели должны отвечать следующим
требованиям:
•	надежно автоматически перекрывать колонну НКТ при всех
возможных нарушениях режима эксплуатации скважины;
•	обладать способностью надежно устанавливаться на необ-
ходимой глубине и извлекаться без спуска и подъема НКТ;
•	обеспечивать возможность проведения различных техноло-
гических операций ниже глубины установки клапана-отсекате-
ля, возможность проведения ремонтов устьевого и глубинного
оборудования без глушения скважины.
Критический дебит, при котором срабатывает автоматичес-
кий клапан-отсекатель, принимают обычно на 15...20% больше
оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором
площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пру-
жины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обыч-
но в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно
устанавливают в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его
путем сбрасывания в колонну НКТ, или с использованием ка-
натной техники, либо с применением специального посадочно-
го инструмента. В нижней части клапан-отсекатель должен иметь
замок с фиксаторами для посадки на ниппель.
Ниппель служит для установки, фиксирования и герметиза-
ции в нем забойного клапана-отсекателя. Ниппель спускают на
колонне НКТ и устанавливают выше пакера. Конструктивно
ниппель представляет собой патрубок, внутри которого выпол-
168
йена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапа-
на-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольце-
вой проточки обработана под посадку уплотнительных элемен-
тов клапана-отсекателя. По обоим концам ниппеля нарезана
резьба, соответствующая резьбам применяемых НКТ.
Циркуляционный клапан служит для временного сообщения
внутреннего пространства колонны НКТ с затрубным простран-
ством для проведения различных технологических операций,
таких, как освоение и глушение скважины, промывка забоя, зат-
рубного пространства или колонны НКТ, обработка скважины
различными химреагентами и т.п. Клапан устанавливают в ко-
лонне НКТ и извлекают вместе с трубами.
Управляют циркуляционным клапаном (его открытием или
закрытием) с помощью механического и гидравлического яссов.
Циркуляционный клапан открывают восходящими действиями
механического ясса. При недостаточности этих действий исполь-
зуют еще и гидравлический ясс. Циркуляционный клапан зак-
рывают нисходящими действиями механического ясса. Для пе-
редачи динамических усилий от яссов на замок циркуляционно-
го клапана для открытия или закрытия клапана служит инстру-
мент для его управления.
Инструмент для управления циркуляционным клапаном спуска-
ют в колонну НКТ скважины на скребковой проволоке или тро-
се. В комплект инструмента входят механические и гидравличес-
кие яссы для создания динамических нагрузок. Для посадки кла-
пана-отсекателя в ниппель применяют посадочный инструмент.
Для фиксации клапанов-отсекателей в ниппелях служат спе-
циальные замки, спускаемые и извлекаемые специальным инст-
рументом.
Для отсекания потоков фонтанных скважин в случае разгер-
метизации устья или в других аварийных ситуациях на промыс-
лах для газовых и нефтяных скважин можно использовать спе-
циальные комплексы скважинного оборудования [19].
Комплексы подземного оборудования для газовых скважин
типа КПГ (табл. 3.1.6) предназначены для добычи газа с содер-
жанием агрессивной среды СО2 и H2S до 6%. В состав комплек-
са КПГ входят следующие элементы скважинного оборудова-
ния: гидравлический пакер типа 2ПД-ЯГ, разъединитель колон-
ны типа РК, циркуляционный механический клапан типа КДИ,
169
Техническая характеристика типов комплексов подземного оборудования
типа КПГ и КО серийного производства для газовых скважин
Таблица 3 1.6
Показатель	КПГ-168- 89-35К1	КПГ-168- 89-35К2	КПГ-178- 89-35К2	КПГ-168- 114-35К1	КПГ-168- 114-35К2	КПГ-178- 114-35К2	КПГ-178- 114-35К1	КО-219-168-14
Ду лифтовых труб, мм	89	89	89	114	114	114	114	168
Рабочее давление, МПа	35	35	35	35	35	35	35	14
Наружный диаметр (кроме пакера), мм	136	136	145	136	136	136	145	190
Диаметр проходного отверстия, мм								
клапана-отсекателя типа КА	38	38	38	48	48	48	48	60 (К168-140)
ниппеля для клапана-отсекателя	70	70	70	80	80	80	80	
разъединителя колонны типа РК	72	72	72	82	82	82	82	
циркуляционного механического клапана типа КЦМ	72	72	72	89	89	89	89	74 (КЦ168-140)
телескопического соединения								
СТ и циркуляционного	76	76	76	90	90	90	90	168(ПСС219
гидравлического клапана КЦГ пакера (без срезного клапана) ингибиторного клапана типа КИНГ	82	82	82	82	82	82	82	140)
ниппеля приемного клапана	76	76	76	76	76	76	76	
срезного клапана	70	70	70	80	80	80	80	
Глубина установки клапана-	ЗОЮ	ЗОЮ	ЗОЮ	2510	2510	2510	2510	
отсекателя,м								
Наибольшая глубина установки пакера,м	3000	3000	3000	2500	2500	2500	2500	4500
Длина скважинного оборудования, мм	8820	8820	8820	9540	9540	9540	9540	
Масса комплекса, кг	340	374	379	410	450	455	495	316
ингибиторный клапан типа КИНГ, телескопическое соедине-
ние типа СТ, клапан-отсекатель типа КА, башмачный клапан,
ниппель для приемного клапана-отсекателя и ниппель для оп-
рессовочного клапана.
Циркуляционный механический клапан предназначен для
сообщения трубного и затрубного пространства при освоении
скважин посредством прямой или обратной промывки, а также
его можно использовать для глушения скважин. Циркуляцион-
ный гидравлический клапан предназначен для аварийного глу-
шения скважины, когда операция глушения по какой-либо при-
чине невозможна через циркуляционный механический клапан.
Клапан срабатывает от избыточного давления, создаваемого в
трубном или затрубном пространстве. Управление циркуляци-
онными клапанами механического и гидравлического действия
осуществляется с помощью инструментов канатной техники.
Ингибиторный клапан обеспечивает подачу ингибиторов раз-
личного назначения из затрубного пространства во внутреннюю
полость колонны НКТ. Телескопическое соединение обеспечи-
вает компенсацию удлинения колонны НКТ при изменении их
средней температуры, защищает трубы от спирального продоль-
ного изгиба, обеспечивая при этом защиту пакера от дополни-
тельной нагрузки. Клапан-отсекатель типа КА обеспечивает ав-
томатическое отсечение потока среды по колонне НКТ. Уста-
навливают его ниже пакера в специальном ниппеле с помощью
замка типа 13К.
Для защиты эксплуатационной колонны от воздействия до-
бываемой среды на северных месторождениях используют ком-
плекс подземного оборудования типа КО (см. табл. 3.1.6).
Комплексы управляемых клапанов-отсекате-лей КУСА-89-350,
КУСА-73-500, КУСА-89-350-Э, КУСА-73-500-Э предназначены
для герметичного перекрытия ствола фонтанных нефтяных и
газовых скважин при разгерметизации их устья.
Применение комплексов обеспечивает: одновременное про-
ведение бурения и эксплуатации, а также текущего и капиталь-
ного ремонтов фонтанных нефтяных и газовых скважин, распо-
ложенных на одном кусте или на одной площадке; предотвра-
щение аварий при превышении давления свыше установленной
нормы, а также при превышении температуры на устье скважи-
ны свыше 70 °C (условия возникновения пожара); проведение
171
местного, дистанционного и автоматического управления рабо-
той скважины.
Комплексы выпускают в двух исполнени-
ях: с пневмоприводом и электроприводом (рис.
3.1.10).
В зависимости от температуры среды, не-
обходимых технологических операций, нали-
чия агрессивных компонентов в рабочей среде
разработано восемь схем компоновки скважин-
ного оборудования комплексов КУСА-89-350
и КУСА-89-350-Э и шесть схем комплексов
КУСА-73-500 и КУСА-73-500-Э.
Состав комплектующих изделий наземно-
го оборудования, комплекта управления и
скважинного оборудования комплексов типа
КУСА будет рассмотрен далее.
Условные обозначения комплексов с управ-
ляемыми клапанами-отсекателями: КУСА —
комплекс управления скважинными отсекате-
лями; цифры 89 и 73 обозначают диаметр (мм)
колонны НКТ по ГОСТ 633-80; 35, 50 — ра-
бочее давление (МПа); с электрическим при-
водом управления (без Э — с пневматичес-
ким приводом управления); цифры после ра-
бочего или буквы Э обозначают порядковый
номер схемы скважинного оборудования; на-
пример КУСА-89-350-1, КУСА-8-350-Э-1,
КУСА-73-500-6, КУСА-73-500-Э-6.
&
Рис. 3.1.10. Схема компоновки комплекса подземного
оборудования для газовых скважин типа КПГ:
1 — фонтанная арматура, 2 — ниппель для опрес-
совочного клапана, 3 — телескопическое соедине-
ние, 4 — ингибиторный клапан 5 — циркуляцион-
ный гидравлический клапан, 6— циркуляционный
механический клапан, 7 — разъединитель колон-
ны, 8 — пакер, 9 — ниппель для клапана-отсекате-
ля, 10 — клапан-отсекатель с замком, 11 — нип-
пель для приемного клапана, 12 — башмачный кла-
пан
172

РАЗДЕЛ 4.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБОМ
4.1. ПРИНЦИП РАБОТЫ
ГАЗЛИФТНОГО ПОДЪЕМНИКА
Принцип действия газлифта заключается в разгазировании
жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При
непрерывной подаче газа газированная жидкость поднимается
до устья скважины и выливается наружу.
При газлифте в затрубном пространстве скважины устанав-
ливается новый уровень, называемый динамическим, и соответ-
ствующее ему забойное давление.
Газлифтный подъемник характеризуется глубиной погруже-
ния, высотой подъема жидкости и относительным погружением
(рис. 4 1.1) [20].
Глубина погружения — это высота столба дегазированной жид-
кости h, соответствующая давлению у башмака подъемника во
время работы скважины.
Высота подъема — это расстояние h от уровня жидкости до
устья во время работы.
Относительное погружение — это отношение глубины погру-
жения h ко всей длине подъемника.
В промысловой практике при определении относительного
погружения обычно исходят из рабочего давления, т.е. из давле-
ния нагнетания газа. При этом задаются рабочим давлением и
определяют относительное погружение.
Для подъема жидкости сжатым газом используются различ-
ные системы подъемников, отличающиеся числом рядов спус-
каемых в скважину колонн труб, их взаимным расположением,
направлением движения рабочего агента и газонефтяной смеси.
173
Рис. 4.1.1. Газлифтный подъемник:
а — до начала эксплуатации;
б — во время эксплуатации
По числу спускаемых рядов
труб подъемники бывают од-
норядными и двухрядными.
По направлению нагнетания
рабочего агента — кольцевы-
ми и центральными.
Кольцевая система. При
двухрядном подъемнике в
скважину спускают два кон-
центрически расположенных
ряда труб. Рабочий агент на-
гнетают в кольцевое простран-
ство между двумя колоннами,
а жидкость поднимается по
внутренним трубам. Поэтому
наружные трубы называют
нагнетательными, а внутрен-
ние — подъемными. Наруж-
ный ряд труб называют также
первым рядом, а внутренний —
вторым.
При однорядном подъемнике спускают один ряд труб, кото-
рый и является подъемной колонной, а нагнетательной — об-
садная колонна. Рабочий агент нагнетают в кольцевое простран-
ство между обсадной колонной и подъемными трубами. При
этом уровень жидкости будет находиться у башмака подъемных
труб.
В практике встречается двухрядный подъемник кольцевой
системы со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней
части — меньшего диаметра, в верхней — большего. По сравне-
нию с обычным двухрядным такой подъемник дешевле. Основ-
ные его преимущества — уменьшение веса труб первого ряда и
лучшие условия выноса песка с забоя. К недостаткам этого
подъемника относится невозможность увеличения погружения
подъемных труб.
Центральная система. Рабочий агент нагнетают по централь-
ной колонне труб, а газонефтяная смесь поднимается по коль-
цевому пространству. Обычно центральная система применяет-
ся при однорядном подъемнике. Основные преимущества сис-
174
темы: низкие пусковые давления и наиболее рациональное ис-
пользование габаритов скважин. Ее недостатки: при наличии в
жидкости песка выступающие муфты труб стачиваются, в ре-
зультате чего возможен обрыв труб; при содержании в нефти
парафина или при большой концентрации солей последние от-
кладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. По-
этому в большинстве случаев применяют подъемники кольце-
вой системы.
Преимущество двухрядного подъемника состоит в том, что
он работает при меньшей пульсации рабочего давления и жид-
кости, так как объем кольцевого воздушного пространства в нем
меньше, чем в однорядном подъемнике кольцевой системы. Столб
жидкости, находящейся между первым рядом труб и эксплуата-
ционной колонной (в затрубном пространстве), также способ-
ствует более плавной работе двухрядного подъемника. Пульса-
ция, возникающая при работе однорядного подъемника, вызы-
вает разрушение пласта и образование песчаных пробок на за-
бое скважины или в подъемных трубах. В однорядном подъем-
нике значительно ухудшаются условия выноса песка, если
подъемные трубы не спущены до фильтра.
Все перечисленные недостатки однорядного подъемника уст-
ранимы при применении рабочих газлифтных клапанов, уста-
новке в конце подъемных труб пакера, разъединяющего приза-
бойную зону и кольцевое пространство скважины.
Для оборудования скважин однорядным подъемником целе-
сообразно применять в зависимости от дебита скважины подъем-
ные трубы следующих диаметров:
Дебит, т/сут	20...50 50...70 70...250 250...350 350
Диаметр подъемных 48	60	73	89	114
труб, мм
На промыслах применяют подъемники следующих конст-
рукций:
а)	однорядные сплошные;
б)	однорядные ступенчатые и комбинированные. Скважины,
эксплуатирующиеся газлифтным способом, можно разделить на
следующие категории:
175
Непрерывный
ГАЗЛИФТ
Периодический
Компрессорный
Бескомпрессорный
Полузакрытая система
Закрытая система
Внутрискважинный
Открытая
система
Полузакрытая
система
С подкачкой
стороннего газа
Без подкачки
стороннего газа
Бескомпрессорная
Компрессорная
Центральная
система
х --------------г Съемными
ч _ С газлифтными _ --------
о
<5
клапанами
Кольцевая
система
С поршнем
L Стационарными
Лифт замещения
С отсечкой газа
на устье
Без поршня
С открытым
выкидом
С поршнем
С отсечкой газа
на забое
С газлифтными
клапанами
Стационарными
Рис. 4.1.2. Классификация газлифтных установок
С перекрытым
выкидом
Без поршня
Управляемые
По времени
По давлению
С открытым
выкидом
— Комбинированно
1.	С высокими коэффициентом продуктивности К и забой-
ным давлением рзаб;
2.	С низким К и высоким да6;
3.	С высоким К и низким рзаб;
4.	С низкими К и />за6.
Указанные характеристики скважины в сочетании с другими
ее параметрами (свойства жидкости, состояние эксплуатацион-
ной колонны, наличие песка, парафина в продукции скважины и
т.д.) являются определяющими при выборе газлифтной установки.
Классификация газлифтных установок представлена на рис. 4.1.2.
4.2.	ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ
НЕПРЕРЫВНОГО ГАЗЛИФТА
Различают непрерывный и периодический газлифт. По спо-
собу подачи рабочего агента в скважину существует компрес-
сорный и бескомпрессорный газлифт. Когда источником газа
высокого давления является пласт, вскрытый той же скважи-
ной, из которой отбирают нефть, газлифт является внутрисква-
жинным бескомпрессорным.
Существуют два основных вида газлифтных установок — от-
крытого и полузакрытого типа.
При эксплуатации скважин установками открытого типа ко-
лонна насосно-компрессорных труб спускается в скважину без
пакера. Открытая газлифтная установка предназначена в основ-
ном для эксплуатации непрерывным газлифтом. Ее можно ис-
пользовать и при периодическом газлифте в тех случаях, когда
по техническим причинам затруднена установка пакера.
Недостатками установки этого типа являются:
— колебания уровня жидкости в затрубном пространстве. При
этом наблюдается износ клапанов, установленных ниже точки
ввода газа, а зачастую и рабочего клапана;
— необходимость продавки восстановившегося столба жид-
кости в затрубном пространстве при каждой остановке скважи-
ны, что также приводит к износу клапанов. Даже при отсут-
ствии колебания жидкости в затрубном пространстве клапаны,
расположенные ниже точки ввода газа, будут подвергаться воз-
действию жидкости, протекающей из затрубного пространства в
подъемные трубы.
12 Ивановский
177
Полузакрытая газлифтная установка отличается от открытой
лишь наличием пакера, который предотвращает поступление
пластовой жидкости в затрубное пространство после загрузки
скважины. Установки этого типа могут использоваться как для
непрерывного, так и для периодического газлифта.
Многопластовые месторождения рационально разрабатывать
с применением раздельной эксплуатации нескольких пластов
одной скважиной. Раздельная эксплуатация двух пластов одной
скважиной газлифтным способом осуществляется с использова-
нием двух или трех колонн насосно-компрессорных труб. В пер-
вом случае применяются газлифтные установки с параллельны-
ми или концентрическими рядами труб, во втором — обычно их
комбинация. При применении параллельных колонн насосно-
компрессорных труб пространство между обсадной колонной со
спущенными трубами используется как канал для подвода на-
гнетаемого газа. При концентрическом расположении колонн
насосно-компрессорных труб каналом для подвода нагнетаемо-
го газа служит межтрубное пространство.
Жидкость из верхнего пласта поднимается по затрубному
пространству, а из нижнего — по центральной колонне труб.
Наряду с раздельной эксплуатацией двух пластов одной сква-
жиной газлифтным способом, в мировой практике добычи не-
фти применяют и комбинированные способы
Установки для газлифтной эксплуатации могут быть как с
концентрической подвеской насосно-компрессорных труб, так
и с параллельной. В первом случае для отбора жидкости газлиф-
тным способом из нижнего пласта газ нагнетается в кольцевое
пространство между концентрически установленными колонна-
ми НКТ. По кольцевому пространству между эксплуатационной
колонной и колонной насос но-компрессорных труб жидкость
отбирают фонтанным способом из верхнего пласта. В описан-
ной установке применяются два одноканальных пакера.
Во втором случае для отбора жидкости газлифтным способом
из верхнего пласта газ нагнетается в затрубное пространство сква-
жины. Нижний пласт фонтанирует по второму ряду НКТ. В этой
установке используется один однопроходной пакер для изоля-
ции верхнего пласта от затрубного пространства, занятого на-
гнетаемым газом. При эксплуатации глубоких высокодебитных
скважин с низким динамическим уровнем жидкости целесооб-
178
разно применять комбинации газлифта с насосными способами
добычи нефти. Газлифт способствует снижению давления над
насосом и повышению производительности установки в целом.
Технология работ следующая.
В скважину спускают погружной центробежный электропри-
водной насос с пакером, установленным на расчетной глубине.
Пакер разобщает нижнюю часть затрубного пространства от вер-
хней. Над пакером устанавливается рабочая муфта или газлифт-
ные клапаны. Скважина пускается в работу при помощи погруж-
ного центробежного насоса и газлифта по кольцевой системе.
Аналогичная схема может быть реализована в сочетании и со
штанговым насосом. Если уровень жидкости в скважине доста-
точно высок и исключает продавку всего столба жидкости через
прием насоса, то можно исключить установку пакера
Разновидностью непрерывного бескомпрессорного газлифт-
ного способа добычи нефти является внутрискважинный газ-
лифт. Простота технологического решения, полное использова-
ние природной энергии газа и снижение удельных расходов ка-
чественно отличают данный вариант газлифтной эксплуатации
Возможность отказаться при обустройстве месторождений от
компрессорных установок, пунктов осушки и распределения газа
выдвигает этот способ в число перспективных.
Применение внутрискважинного газлифта возможно при на-
личии в разрезе скважины газового пласта, содержащего боль-
шие запасы газа высокого давления, а также при использовании
газа из газовой шапки нефтяного пласта. В последнем случае
нельзя ориентироваться на значительные отборы газа из газовой
шапки.
В зависимости от конкретных условий разработки месторож-
дения применяются различные технологические схемы внутри-
скважинного газлифта.
Если газовый пласт расположен выше нефтяного, то в сква-
жину опускается один ряд труб. Между двумя горизонтами уста-
навливается пакер. По центральной трубе поднимается нефть, а
по кольцевому пространству — газ. Через клапан, установленный
на НКТ, часть газа поступает в центральные трубы, по которым
поднимается нефть. Регулированием противодавления в кольце-
вом пространстве (у устья скважины) и настройкой клапана по-
дается заданное количество газа при необходимом давлении.
179
Если газовый пласт расположен ниже нефтяного, то нефть
поднимается по затрубному пространству, а газ — по централь-
ной трубе. Часть газа перепускается из центральных труб в коль-
цевое пространство через клапан. Если в продуктивной толще
имеется газонефтяной контакт, то пакер устанавливается на уров-
не контакта и скважина эксплуатируется по первому варианту.
Рассмотренные схемы достаточно просты, и в этих случаях не
встречаются затруднения при исследовании скважин и каждого
горизонта в отдельности.
Кроме указанных конструкций предложен ряд других, пре-
дусматривающих параллельный спуск труб.
Как известно, одним из основных осложняющих факторов
при разработке нефтяных месторождений в Западной Сибири и
причин прекращения фонтанирования является обводнение сква-
жин. Эксплуатация обводненных скважин обычным газлифтом
требует значительных удельных расходов газа, поэтому она мо-
жет оказаться нерентабельной. Кроме того, отбор больших объе-
мов эмульсионной нефти приводит к увеличению затрат на ее
деэмульсацию. Для продления периода фонтанирования сква-
жин, уменьшения затрат энергии на подъем жидкости, получе-
ния безводной нефти (раздельная добыча воды и нефти) скважи-
ну можно оборудовать двумя способами: для газлифтной эксплу-
атации с подачей газа с устья и внутрискважинного газлифта.
В первом варианте в скважину спускают два ряда концент-
рично расположенных труб. Трубы внутреннего ряда длиннее
внешнего. Их башмак устанавливается на уровне подошвы пла-
ста или ниже (если имеется зумпф). В нижней части внешнего
ряда труб устанавливается пакер. Газ подается в кольцевое про-
странство между трубами. Часть его поступает в центральные
трубы через рабочую муфту или клапан и поднимает подошвен-
ную воду. Другая часть газа поступает через клапан в кольцевое
пространство между обсадной колонной и вторым рядом НКТ.
Безводная нефть поднимается через затрубное пространство меж-
ду НКТ и обсадной колонной. Если пластового газа достаточно
для фонтанирования нефти по затрубному пространству, то кла-
пан, установленный на внешнем ряду труб, служит только для
пуска скважины в эксплуатацию.
При работе непрерывного газлифта относительное погруже-
ние колонны обусловливает величину давления сжатого газа, под
180
которым он поступает в трубы, и, следовательно, величину энер-
гии, которой располагает газ для подъема жидкости и преодоле-
ния различных сопротивлений.
Уменьшение относительного погружения колонны труб вслед-
ствие падения пластового давления и снижения приведенного
динамического уровня жидкости ведет к уменьшению началь-
ного давления газа, поступающего через башмак в подъемные
трубы, и к ухудшению эффективности работы непрерывного газ-
лифта: уменьшаются дебит и рабочее давление, давление газа на
устье, и сильно растет удельный расход газа. В результате значи-
тельно уменьшается коэффициент полезного действия, сильно
увеличивается себестоимость добытой нефти, и поэтому работа
установки непрерывного газлифта становится невыгодной.
Повысить эффективность работы установки можно умень-
шением диаметра подъемных труб при работе непрерывным газ-
лифтом или переходом на работу периодическим газлифтом.
Уменьшение диаметра подъемных труб обычно на практике мало
применяется в связи с отсутствием на нефтяных промыслах НКТ
малого диаметра (48 мм и менее). Наиболее практичен и эффек-
тивен второй путь — переход на периодический газлифт.
4.3.	ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ
ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА
Установка с пакером и обратным клапаном на башмаке
подъемных труб создает закрытую систему, которая предотвра-
щает утечку жидкости обратно в пласт при периодическом на-
гнетании газа. Обратный клапан на башмаке подъемных труб
рекомендуется применять на всех установках периодического
газлифта.
При периодическом газлифте по существу происходят цик-
лические продавки жидкости после остановки скважины на
заданное время, необходимое для накопления столба жидко-
сти в подъемных трубах. При этом в отличие от обычных
продавок, применяемых для возбуждения скважин, цикли-
ческая продавка осуществляется при некоторой депрессии
на эксплуатируемый пласт. Жидкость выбрасывается при ис-
кусственно увеличенном относительном погружении колон-
ны труб. Хотя это происходит только в начальной стадии
181
сравнительно короткого периода выброса, в результате уменьша-
ется удельный расход газа и увеличивается коэффициент по-
лезного действия установки по сравнению с непрерывным газ-
лифтом. В то же время вследствие искусственного увеличения
относительного погружения колонны подъемных труб при
периодическом газлифте необходимо соответственно большее
рабочее давление газа, чем при эксплуатации этой же скважины
непрерывным газлифтом с малым относительным погружением
колонны труб.
Вследствие искусственного увеличения относительного по-
гружения колонны труб происходит (как и при любом другом
способе периодической эксплуатации) подъем динамического
уровня жидкости, что приводит к увеличению забойного дав-
ления и уменьшению депрессии. Поэтому при периодичес-
кой эксплуатации скважины газлифтом дебит жидкости дол-
жен уменьшиться. Сохранение или рост дебита скважины воз-
можны только при значительном увеличении глубины спуска
труб.
Для эффективной работы периодического газлифта любого
типа необходимо обеспечить большую скорость поступления газа
в подъемные трубы, особенно в начальный период выброса жид-
кости. Это выполнимо только при использовании для выброса
столба жидкости энергии сжатого газа, накопленного в затруб-
ном пространстве (в установках двухрядного лифта замещения —
в кольцевом пространстве между нагнетательными и подъемны-
ми трубами).
Установки периодического газлифта делятся на три самосто-
ятельные группы:
1)	без подкачки стороннего газа в затрубное пространство;
2)	с подкачкой стороннего газа в затрубное пространство;
3)	с камерой замещения или лифтом замещения.
В зависимости от источника нагнетаемого газа различают
компрессорный и бескомпрессорный периодический газлифт-
ный способ эксплуатации скважин.
Установки периодического газлифта конструктивно выпол-
няются с периодически перекрываемым и постоянно открытым
выкидом.
182
Установки периодического действия, работающие без подкачки
в затрубное пространство скважины стороннего газа
Указанные установки предназначены для работы в скважи-
нах, эксплуатирующих горизонты при режиме растворенного газа.
К наиболее подходящим для эксплуатации периодическим газ-
лифтом с помощью названных установок относятся скважины:
слабо фонтанирующие с малым буферным давлением, периоди-
чески фонтанирующие, недавно прекратившие фонтанирование.
Установка периодического действия с перекрытым выкидом
состоит из одноразмерной колонны подъемных труб, амортиза-
тора на нижнем конце труб, верхнего пружинного амортизато-
ра, автомата регулятора циклов и выкидного клапана с мемб-
ранно-исполнительным механизмом (МИМ). Такая установка
может работать с поршнем и без него. Работой установки управ-
ляют автоматы — регуляторы цикла, срабатывающие (т.е. от-
крывающие и закрывающие выкидной клапан) либо при задан-
ном затрубном давлении, либо через заданный интервал време-
ни, либо от давления и времени.
Рассмотрим цикл работы периодической газлифтной установки.
По окончании цикла работы установки выкидной клапан зак-
рывается, отсекая в подъемных трубах газ, находящийся под
некоторым давлением, и жидкость, стекшую через зазор между
поршнем и насосно-компрессорными трубами за время выбро-
Рис. 4.3.1. Запись изменения затрубного
и буферного давлений установки
с перекрытым выкидом
са. Этому моменту на картог-
рамме записи изменений зат-
рубного и буферного давле-
ний (рис. 4.3.1) соответству-
ют точки Б и Е. Поток газа в
подъемных трубах практичес-
ки прекращается [20].
Однако в течение некото-
рого времени (до образования
гидравлического затвора из
стекшей жидкости и уравно-
вешивания затрубного и труб-
ного давлений у башмака
подземных труб) затрубный
газ продолжает еще поступать
183
в трубы. Поэтому затрубное давление слегка падает (точка В), а
буферное — существенно повышается (отрезок ЕЖ). Таким об-
разом, переток затрубного газа обусловливает определенное бу-
ферное давление, необходимое для начала следующего цикла.
Свободный газ из пласта в основном попадает в затрубное
пространство, повышая в нем давление (отрезок ВА1), а жид-
кость — в подъемные трубы. Одновременно за счет газа, попада-
ющего в подъемные трубы вместе с накапливающейся жидко-
стью и выделяющегося из нее, происходит некоторый рост бу-
ферного давления (отрезок ЖГ1).
Как только затрубное давление поднимается до заданного, ав-
томат открывает выкидной клапан (точки А1, Г1) и газ, находя-
щийся над столбом жидкости, поступает в сборную систему. При
этом буферное давление падает и практически становится равным
давлению в сепараторе (точка Д1). Газ, находящийся под неурав-
новешенным затрубным давлением, поднимает столб жидкости на
устье скважины. При поступлении газа из затрубного пространства
в подъемные трубы затрубное давление снизится (отрезок А1Б1), но
сравнительно на небольшую величину. Когда столб жидкости под-
нимается до устья скважины, буферное давление начинает резко
расти (с точки Д2), так как при поступлении газа из затрубья частич-
но уравниваются давления в затрубном и трубном пространствах.
В установках периодического газлифта всех типов повыше-
ние буферного давления во время выброса всегда вызывается
появлением жидкости в потоке и увеличением ее количества.
При подходе поршня к устью автомат закрывает выкидной кла-
пан (точки Б1 и Г1) и выброс прекращается. Этим завершается
полный цикл работы рассмотренной установки.
Преимуществом данной установки является то, что при од-
ной и той же глубине спуска труб установка может работать при
переменном затрубном давлении, так как эта величина задается
регулятором циклов.
Недостатки установки: для успешной ее работы пластовое
давление должно быть не ниже 3,0 МПа; в начальной стадии
выброса при снижении давления в подъемных трубах групповая
замерная установка может оказаться под действием сильного
импульса давления. В результате могут открыться предохрани-
тельные клапаны на трапах и, следовательно, нарушится работа
замерных установок.
184
Установка с открытым выкидом состоит из тех же основных
элементов, что и описанная установка, и отличается от нее по-
стоянно открытым выкидом и конструкцией плунжера. Посто-
янно открытый выкид исключает необходимость в автомате —
регуляторе циклов и выкидном клапане с мембранно-исполни-
тельным механизмом. Работой установки управляет сам плун-
жер с клапаном, закрывающимся снизу вверх. Работа установки
без плунжера и замена его поршнем невозможны.
Другим примером эффективного применения периодичес-
кого газлифта может быть способ добычи природного газа из
обводненного газового пласта. При этом способе в скважину
на насосно-компрессорных трубах спускают пакер, а ниже па-
кера газлифтный клапан и обратный клапан. Перфорирован-
ная часть ствола скважины разобщается пакером таким обра-
зом, чтобы в подпакерную зону попала обводнившаяся часть
пласта. Газ из верхней части пласта по затрубному простран-
ству поступает к устью скважины, а газоводяная смесь — в
подпакерное пространство, где создается повышенное давле-
ние. Для того, чтобы давление в этой зоне не превышало дав-
ление в коллекторе, газлифтный клапан тарируется на 50...70%
ниже давления в пласте. Указанное позволяет периодически,
по мере накопления жидкости и газа и аккумулирования дав-
ления в зумпфе, удалять газоводяную смесь через трубы из
скважины.
Установки периодического действия, работающие с подкачкой
стороннего газа в затрубное пространство скважины
Установки периодического газлифта с подкачкой стороннего
газа применяются при эксплуатации скважин с низким газовым
фактором. Для работы таких установок режим разработки эксп-
луатируемого горизонта не имеет существенного значения.
Если скважина дает какое-то, хотя бы и недостаточное, ко-
личество газа, то для его использования следует применять ус-
тановки с перекрытым выкидом. В этом случае необходимое
количество нагнетаемого газа соответствующим образом умень-
шится.
Установки с открытым выкидом следует применять при прак-
тически полном отсутствии пластового газа.
185
Установки периодического действия с перекрытым выкидом
отличаются от описанных ранее только наличием устройств для
подачи в затрубное пространство необходимых объемов сторон-
него сжатого газа.
Эти установки могут работать как с поршнем (плунжером),
так и без него.
Газ в затрубное пространство подается периодически. Для
этого на газовой нагнетательной линии устанавливается клапан
нормально закрытого типа с МИМ и автоматом [20].
Установка работает
следующим образом. По
окончании очередного
выброса затрубное давле-
ние соответствует точке А
(рис. 4.3.2), а буферное —
точке Д Вследствие отсут-
ствия пластового газа в
период накопления зат-
рубное и буферное давле-
ния остаются неизменны-
ми. Через заданный про-
межуток времени автомат
подкачки открывает кла-
пан на нагнетательной
Рис. 4.3.2. Изменение затрубного
и буферного давлений на установке
с перекрытым выкидом при подкачке газа
линии (точка Б), в затрубное пространство начинает поступать
сжатый газ и давление в нем быстро растет. При этом вслед-
ствие вытеснения жидкости из затрубного пространства в трубы
и происходящего при этом сжатия столба газа над жидкостью
несколько растет и буферное давление (точка Е). Подача газа
продолжается всего несколько минут, что снижает вероятность
образования гидрата. Как только затрубное давление достигает
заданного (точка В), автомат подачи газа закрывает клапан и
одновременно открывает клапан на выкидной линии. Начина-
ется выброс жидкости, в течение которого снижаются затрубное
(с точки В до точки А1) и буферное давления (с точки Е до
точки Г). В момент падения затрубного давления до заданного
автомат закрывает выкидной клапан (точка А1), и буферное дав-
ление растет (до точки Д1). После этого начинается новый пе-
риод накопления.
186
Установки периодического действия с открытым выкидом
имеют примерно такие же добывные возможности, как и уста-
новки с перекрытым выкидом, но существенно отличаются от
них по типу применяемого оборудования и технологии выброса.
Эта установка, по существу, является разновидностью обыч-
ного непрерывного газлифта, но отличается от него периоди-
ческой подачей газа в затрубное пространство.
Недостатком этой установки является следующее. После выб-
роса жидкости и прекращения подачи газа из нагнетательной
линии происходит почти полная самопроизвольная разрядка как
трубного, так и затрубного пространств (установка без пакера),
которые затем приходится снова заполнять нагнетаемым газом
для очередного выброса, что ведет к высоким удельным расхо-
дам газа.
Лифты замещения
Лифты замещения — это единственный вид периодического
газлифта, с помощью которого возможно эксплуатировать не-
фтяные скважины при очень низких забойных давлениях.
Независимо от конструктивных различий все установки лиф-
та замещения имеют одну характерную особенность: на нижнем
конце труб должна располагаться камера замещения той или
иной конструкции с обратным клапаном.
Установки лифта замещения подразделяются на двухрядные
и однорядные, а каждая из них может быть с отсечкой нагнета-
емого газа на устье или на забое (у камеры замещения).
Пластовый газ, накапливаясь в камере замещения, уменьша-
ет ее полезный объем и ухудшает работу установки. Для выпуска
газа из камеры и из-под пакера обычно устанавливают специ-
альные перепускные клапаны в верхней части камеры.
Установка двухрядного лифта замещения с отсечкой газа на
устье скважины состоит из двух рядов труб — наружного для на-
гнетания газа и внутреннего для подъема жидкости. На нижнем
конце наружного ряда труб устанавливается камера замещения из
труб максимально возможного диаметра с обратным клапаном
для предотвращения передачи давления нагнетаемого газа на пласт.
По окончании выброса жидкости автомат, воздействуя на
трехходовой клапан, прекращает подкачку газа в скважину и
187
сообщает кольцевое пространство с атмосферой через выкид.
Давление в кольцевом пространстве и подъемных трубах посте-
пенно снижается до атмосферного, и жидкость из затрубного
пространства и пласта поступает в камеру. Начинается период
накопления. Основным недостатком лифтов замещения с отсеч-
кой газа на устье является то, что при каждом цикле сжатый газ
в объеме кольцевого пространства расходуется бесполезно, не
совершая работу по подъему жидкости, что существенно увели-
чивает удельный расход газа. Этот недостаток ликвидируется
переносом отсекающего газ устройства с устья скважины в вер-
хнюю часть камеры замещения.
Установка двухрядного лифта замещения с отсечкой газа на
забое имеет следующие особенности. На газовой нагнетатель-
ной линии вместо трехходового крана стоит клапан для подачи
газа, управляемый электрическим автоматом. На верхней части
камеры замещения установлено устройство, отсекающее или
соединяющее кольцевое пространство с камерой замещения. На
устье скважины установлено оборудование, управляющее рабо-
той отсекающего устройства.
Установка работает следующим образом. В период накопле-
ния клапан и отсекающее устройство закрыты. В кольцевом про-
странстве между нагнетательными и подъемными трубами со-
храняется сжатый газ, оставшийся от предыдущего цикла. В за-
данный момент времени автомат открывает клапан и сжатый газ
поступает в кольцевое пространство. Отсекающее устройство тоже
открывается и пропускает газ в камеру замещения. Жидкость
выдавливается в подъемные трубы и выбрасывается. По дости-
жении устья скважины автомат прекращает подачу газа, а отсе-
кающее устройство закрывается, сохраняя сжатый газ в кольце-
вом пространстве. После выброса давление снижается только в
подъемных трубах и в камере. Таким образом, при отсекании
газа на забое уменьшается его расход за цикл и повышается ко-
эффициент полезного действия лифта замещения.
Двухрядные установки лифта замещения сконструированы для
работы без поршня. Однако при установке верхних и нижних
амортизаторов они могут работать с поршнем.
Недостатками двухрядного лифта замещения являются высо-
кая металлоемкость и сложность устройств, управляющих рабо-
той механизма, отсекающего газ у камеры замещения [20].
188
Установка однорядного лифта замещения состоит из одного
ряда подъемных труб с камерой замещения. Камера имеет об-
ратный клапан. Подъем-ные трубы посажены на пакер, над ко-
торым установлен рабочий газлифтный клапан, выполняющий
роль отсекающего устройства для пропуска газа в подъемные
трубы. Газ в затрубное пространство подается через клапан с
МИМ, управляемый автоматом, работающим по заданному вре-
мени.
В установленное время через клапан в затрубное простран-
ство подается сжатый газ в течение заданного промежутка вре-
мени, после чего клапан закрывается. В этот период затрубное
давление достигает давления открытия рабочего газлифтного
клапана и клапан открывается. Газ поступает в камеру замеще-
ния, выдавливает жидкость в трубы и поднимает ее на устье.
При снижении затрубного давления до давления закрытия рабо-
чего газлифтного клапана подача газа в подъемные трубы пре-
кращается. В затрубном пространстве остается сжатый газ под
давлением закрытия рабочего клапана. После выброса жидкости
в подъемных трубах и камере замещения давление снижается до
давления в сборной системе.
4.4.	РАСЧЕТ УСТАНОВОК НЕПРЕРЫВНОГО ГАЗЛИФТА.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КРИВЫХ ДИНАМИЧЕСКОГО
И СТАТИЧЕСКОГО ГРАДИЕНТОВ ДАВЛЕНИЯ
ДЛЯ РАСЧЕТА РАССТАНОВКИ КЛАПАНОВ
Расчет режима работы газлифта включает расчеты пускового
режима и режима установившейся работы.
Необходимость пуска газлифтной скважины возникает при
вводе ее в эксплуатацию из бурения (освоение скважин) и после
ремонтных работ и геолого-технических мероприятий (обработ-
ка призабойной зоны, изоляция вод, перевод скважины с фон-
танного на газлифтный способ эксплуатации и т.д.).
В первом случае скважина заполнена жидкостью повышен-
ной плотности (буровым раствором, водным раствором солей,
сырой нефтью и т.д.), во втором — в скважине находится про-
дукция пласта (в верхней части ствола — газ, в нижней — нефть
189
или нефть и вода). Давление газа и напор, создаваемый столбом
скважинной жидкости, уравновешивают пластовое давление.
Пуск газлифтной скважины сводится к удалению из нее жид-
кости в установлению заданного режима работы. При этом ис-
пользуют известные приемы освоения скважин, например заме-
ну жидкости глушения на нефть с последующим продавливани-
ем столба жидкости в скважине газом. В этом случае пусковое
давление значительно превосходит рабочее. Для уменьшения
пусковых давлений в настоящее время повсеместно применяют
пусковые клапаны, которые позволяют запускать скважину при
давлении, близком к рабочему. В некоторых случаях для пуска
скважин применяют метод аэрации, используя передвижные
компрессорные станции высокого давления, или подводят к сква-
жине линию воздуха или газа высокого давления.
Рассмотрим запуск скважины, оборудованной клапанами,
действующими от давления газа в затрубном пространстве.
После подачи газа в затрубное пространство скважины начи-
нается вытеснение жидкости из него в подъемник через откры-
тые газлифтные клапаны. Уровень жидкости в затрубном про-
странстве снижается и, когда он достигает глубины установки
верхнего клапана, начинается поступление газа в подъемник.
По мере аэрации жидкости давление в подъемнике над верхним
клапаном снижается. Одновременно происходит снижение уровня
жидкости в затрубном пространстве и в тот момент, когда он
достигает глубины установки второго клапана, начинается по-
ступление газа в лифт через второй клапан. Так как второй кла-
пан настроен на давление открытия меньшее, чем у первого кла-
пана, верхний клапан закрывается.
При аэрации столба жидкости над вторым клапаном давле-
ние в лифте над и под клапаном уменьшается, уровень жидко-
сти в затрубном пространстве снижается и, когда он достигает
глубины третьего клапана, начинается поступление газа через
него. При этом давление в затрубном пространстве снижается.
Давление открытия третьего клапана меньше, чем второго, и
второй клапан закрывается. Процесс продолжается до тех пор,
пока в работу не вступит нижний рабочий клапан.
Рассмотрим запуск скважины, оборудованной клапанами,
действующими от давления в подъемных трубах. После подачи
газа в межтрубное пространство начинается вытеснение жидко-
190
сти из него в подъемник через газлифтные клапаны, открытые
давлением жидкости в подъемнике. Уровень жидкости в затруб-
ном пространстве снижается и, когда он достигает глубины вер-
хнего клапана, начинается поступление газа в подъемник через
верхний клапан. По мере аэрации жидкости давление в лифте
снижается, одновременно снижается и уровень жидкости в зат-
рубном пространстве. В какой-то момент давление в лифте ста-
новится равным давлению закрытия клапана, и он закрывается.
Немного раньше, чем закрывается верхний клапан, уровень жид-
кости снижается до глубины второго клапана и газ начинает
поступать в подъемник через второй клапан.
При оборудовании газлифтной установки клапанами, действу-
ющими от давления газожидкостной смеси в подъемнике, кла-
паны закрываются при падении давления в последнем. Пуск
скважины продолжается до тех пор, пока в работу не вступит
рабочий клапан.
Расчет газлифтной установки
Расчет газлифтной установки предусматривает определение
следующих параметров:
•	диаметра насосно-компрессорных труб, необходимого для
подъема заданного количества жидкости;
•	глубины точки ввода газа (рабочего клапана) и удельного
расхода газа;
•	числа пусковых клапанов и глубины их установки.
В основе расчетов всех параметров газлифтного подъемника
используются данные распределения давления по глубине сква-
жины в зависимости от удельного расхода газа, диаметра подъем-
ных труб, дебита жидкости, обводненности, вязкости и плотно-
сти нефти и т.д. В качестве примера на рис. 4.4.1 представлена
типовая номограмма распределения давления по длине лифта.
В приложении [20] приведены данные распределения давле-
ния по длине лифта для различных технологических характери-
стик скважин, рассчитанные во ВНИПИморнефтегазе. Резуль-
таты представлены в виде таблиц. Для удобства их использова-
ния в последующих расчетах необходимо сделать следующее. По
исходным технологическим параметрам скважины (диаметр труб,
дебит жидкости, обводненность, вязкость и плотность нефти и т.д.)
191
выбирают соответствующую таблицу. На прозрачной палетке по
оси ординат откладывают глубину скважины (м), а по оси абс-
цисс — давление (МПа). Для каждого значения удельного рас-
хода строят кривую распределения давления по глубине. Таким
образом, получается номограмма, тип которой представлен на
рис. 4.4.1. Метод использования этих номограмм в конкретных
расчетах изложен ниже.
Рис. 4.4.1. Номограмма распределения давления по длине подъемника.
Диаметр труб 73 мм, дебит 1272 м3/сут, плотность нефти 850 кг/м3,
относительная плотность газа 0,65
Определение диаметра газлифтного подъемника
Эта задача формируется следующим образом. Необходимо
выбрать оптимальный диаметр газлифтного подъемника для за-
данных отбора жидкости, обводненности, глубины скважины,
пластового давления, коэффициента продуктивности или забой-
ного давления, газового фактора, устьевого давления, свойств
нефти и газа. Последовательность расчета следующая (рис. 4.4.2).
192
На оси ординат откладывают глубину скважины Я. и на гори-
зонтальной прямой, проведенной на этом уровне, откладывают
величину забойного давления (рз). На оси давлений отмечают
точку, соответствующую давлению на устье скважины (ру) По
заданным техническим данным скважины и произвольно выб-
ранному диаметру труб в приложении находится соответствую-
щая таблица, которая строится на кальке в виде номограммы
(см. рис. 4.4.1). На эту номограмму накладывается рис. 4.4.2 так,
чтобы совпали оси глубин, и перемещением графика вдоль этой
оси необходимо добиться совмещения точки рз с градиентной
кривой (см. рис. 4.4.1), соответствующей газожидкостному от-
ношению, равному заданному газовому фактору, которая нано-
сится на этот рисунок (кривая 7). Газожидкостное отношение
здесь определяется как отношение объемного расхода газа, при-
веденного к нормальным условиям, к расходу жидкости. Далее
рис. 4.4.2 перемещается вниз по оси глубин до совмещения точ-
ки ру с кривыми на рис. 4.4.1, соответствующими различным
газожидкостным отношениям, большим, чем газовый фактор
(кривые 2, 3, 4 на рис. 4.4.2). Точки пересечения кривых 2, 3, 4
с кривой 7 указывают возмож-
ные глубины (для данного диа-
метра труб) точек ввода газа (//,,
Н2, ГГ) и необходимые для это-
го давления (р{, р2, р). При этом
чем ниже точка ввода, тем ниже
удельный расход и выше необ-
ходимое давление газа на устье.
Это означает, что если выбор
диаметра газлифтного подъем-
ника проводить из критерия до-
стижения минимального удель-
ного расхода, то необходимо
ввести ограничение по величи-
не давления газа в газлифте.
При фиксированном давлении
газа по рис. 4.4.2 определяют
минимальный удельный расход
газа при заданном диаметре
подъемных труб.
Рис. 4.4.2. Определение диаметра
газлифтного подъемника
13 Ивановский
193
Рис. 4.4.3. Расчет глубины
точки ввода газа
Затем такой же расчет повторяется для другого диаметра труб.
Рекомендуются к спуску в скважину трубы, диаметр которых
обеспечивает минимальный удельный расход газа.
Расчет глубины установки рабочего клапана
Глубина установки рабочего клапана (точка ввода газа) опре-
деляется следующим образом (рис. 4.4.3) [20].
1.	На глубине (Д.) отмечаются пластовое (РД и забойное (Р)
давления. На оси давления наносится точка устьевого давления (Р).
2.	Накладывают рис. 4.4.3 на но-
мограмму распределения давления
по стволу (типа рис. 4.4.1), которая
строится по данным, приведенным
в приложении для конкретных ус-
ловий скважины и выбранного ди-
аметра. Через точку Р3 проводят кри-
вую 1 распределения давления по
газлифтному подъемнику ниже точ-
ки ввода газа. Для этого совмещают
оси глубин (см. рис. 4.4.1 и 4.4.3) и
перемещают рис. 4.4.3 до совпаде-
ния точки забойного давления Р3 с
кривой, соответствующей газожид-
костному соотношению, равному
пластовому газовому фактору.
3.	Перемещением рис. 4.4.3 вдоль оси глубин совмещают точ-
ку устьевого давления (Р) с кривой номограммы, соответствую-
щей минимальному градиенту давления (левая огибающая кри-
вая на рис. 4.4.1), и наносят эту кривую на рис. 4.4.3 (кривая 2).
Минимальная глубина установки рабочего клапана (точка
ввода газа) — точка пересечения кривых 1 и 2.
4.	Перемещением рис. 4.4.3 (при совмещенных осях глубин)
накладывают точку рз на кривую с нулевым газосодержанием —
кривая 5 (см. рис. 4.4.3). Эта кривая используется при расста-
новке пусковых клапанов. Кривая -/показывает статическое рас-
пределение давления по глубине, определяемое по плотности
жидкости. Точка пересечения этой кривой с осью глубин дает
глубину статического уровня в скважине.
194
5.	Прямая 3 на рис. 4.4.3 показывает распределение давления
газа по глубине. Для построения прямой 3 используют графики,
приведенные на рис. 4.4.4 и 4.4 5. Последовательность расчетов
следующая. Зная относительную плотность газа, среднюю тем-
пературу и давление в скважине, по рис. 4.4 5 определяют коэф-
фициент сжимаемости газа. Далее, по рис. 4 4.5, зная относи-
тельную плотность газа, глубину, для которой определяется дав-
ление, и среднюю температуру, коэффициент сжимаемости и
давление нагнетаемого газа на устье, определяют давление газа
на заданной глубине. Прямая 3 на рис. 4.4.3, проведенная через
эту точку и рг на устье, показывает распределение давления газа
по глубине с учетом веса его столба.
25	45	55	55	105	125	2	34	567	5$	15
Температура средняя Т , °C
Давление среднее Р , МПа
Рис. 4.4.4. Номограмма для расчета коэффициента сжимаемости
195
Рис. 4.4.5. Номограмма для расчета давления газа на заданной глубине
Расчет первого пускового клапана
При высоком статическом уровне жидкости в скважине прежде
чем газ в межтрубном пространстве достигнет первого пусково-
го клапана, жидкость по подъемным трубам достигнет устья сква-
жины. В этом случае расчет первого пускового клапана ведется
следующим образом (рис. 4.4.6).
1.	Из точки ду проводится
прямая 6, параллельная линии
5, до пересечения с вертика-
лью, опущенной из точки рт.
Горизонталь, проведенная на
этом уровне пересечения, и оп-
ределяет глубину установки
первого клапана Hv Точки пе-
ресечения горизонтали Н1 с
кривыми 2 и 3 определяют дав-
ление в межтрубном простран-
стве ргн и минимальное давле-
ние в газлифтном подъемнике
рт на этом уровне.
При низком статическом
Рис. 4.4.6. Расчет расстановки
пусковых клапанов
уровне в скважине могут иметь
место случаи, когда газ в меж-
трубном пространстве достиг-
нет глубины установки первого пускового клапана, а жидкость в
газлифтном подъемнике еще не достигнет устья. В этом случае
первый пусковой клапан должен быть установлен на глубине,
рассчитываемой по формуле
Н{ = й т + ((106 (дг - ду)) / pg)(<P/IF),	(4.4.1)
где йст — расстояние от устья до статического уровня в сква-
жине, м; d — внутренний диаметр подъемных труб, м; D — внут-
ренний диаметр эксплуатационной колонны, м; рг — давление
нагнетания газа, МПа; ру — давление на выкиде скважины, МПа;
р — плотность нефти, кг/м3.
При поступлении газа в подъемные трубы через первый кла-
пан градиент давления в скважине уменьшается от максималь-
197
ного (прямая 6 на рис. 4.4.6) до минимального (кривая 2 на рис.
4.4.6). При этом растет расход газа, так как увеличивается пере-
пад давления на клапане до до Ар = ргн1 — min ртн1. В связи с
увеличением расхода газа через первый клапан давление рг за
штуцером на устье начинает падать до значения давления зак-
рытия первого клапана, и он закрывается. Так как давление от-
крытия второго клапана устанавливается меньшим, чем для пер-
вого клапана, то он открывается. Газ начинает поступать через
второй клапан. При этом в начальный момент продавки через
второй клапан в скважине устанавливается распределение дав-
ления, соответствующее кривой 7(см. рис. 4.4.6). По мере рабо-
ты через второй клапан градиентная кривая 7 перемещается до
кривой минимального градиента 2. Однако в начальный момент
давление на уровне установки первого клапана повышается от
min Ртн| до max Ртн1 (см. рис. 4.4.6), что может привести к откры-
тию первого клапана [20].
Чтобы этого не произошло, давление открытия второго кла-
пана устанавливают ниже давления открытия первого клапана
на величину, называемую «трубным эффектом» и определяемую
из выражения
Дд, = (тахдн1 - ттдн() fcp,	(4.4.2)
где Лтр — коэффициент, определяемый характеристикой
клапана,
= So/ (5с (1 - 5о / О,	(4.4.3)
5о— площадь отверстия седла; Sc — эффективная площадь
сильфона.
Однако для определения величины max ртн1 необходимо знать
место установки второго клапана.
В этом случае поступают следующим образом. Поскольку труб-
ный эффект пусковых клапанов обычно имеет порядок 0,1 МПа,
задавшись перепадом давления на втором клапане порядка 0,3 МПа,
заведомо предотвратим открытие первого клапана во время про-
давки через второй клапан.
2.	Определим минимальный расход газа через первый кла-
пан, необходимый для достижения минимального градиента.
198
Для этого на огибающей кривой минимального градиента от-
метим точку давления min дн1 и определим ближайшую к ней
снизу кривую распределения давления по глубине (кривая 8 на
рис. 4.4.6). Удельный расход газа (а,), для которого она пост-
роена, и принимается в расчете. Минимальный расход газа при
этом равен произведению дебита жидкости на данный удель-
ный расход газа.
3.	По полученному расходу газа и давлениям до и после кла-
пана определяем диаметр седла клапана из диаграммы, пред-
ставленной на рис. 4.4.7. Давлением на входе является ргн1, а на
выходе min дн1. Представленная диаграмма построена для газа
с относительной плотностью по воздуху 0,65 при температуре
15,5 °C. Для других условий рассчитанный выше расход газа
должен быть умножен на поправочный коэффициент, опреде-
ляемый из графика на рис. 4.4.8.
Давление на входе, МПа
Рис. 4.4.7. Номограмма для определения диаметра
седла клапана
199
Поправочный коэффициент
Рис. 4.4.8. График для расчета
поправочного коэффициента
Расчет второго пускового клапана
1.	Глубина установки второго клапана определяется следую-
щим образом (см. рис. 4.4.6). Из точки min ртн1 проводят пря-
мую, параллельную линии 5. На этой прямой определяют точку,
в которой давление на 0,3 МПа меньше, чем в межтрубном про-
странстве. Горизонталь, проведенная через эту точку, и опреде-
ляет глубину Иг установки второго клапана. В процессе поступ-
ления газа через второй клапан давление на уровне первого кла-
пана повысится до max ртн1. Для определения этого давления
надо наложить рис. 4.4.4 на номограмму (см. рис. 4.4.1) так,
чтобы оси глубины и давления были параллельны, а точка ру
находилась на кривой минимального градиента. Перемещая ру
по кривой минимального градиента (сохраняя параллельность
осей), находим одну из кривых с некоторым удельным расходом
газа, которая одновременно проходит через точки (ру) и (ргн2 =
0,3 МПа). Точка пересечения этой кривой с горизонталью Н2
определяет max ртн1 [20].
Значение этой величины дает возможность определить пере-
пад Z), на который должно быть снижено давление закачивае-
мого газа, чтобы в процессе работы через второй клапан первый
был бы закрыт.
2.	Расчет минимального расхода газа, необходимого для дос-
тижения минимального градиента выше второго клапана, ана-
200
логичен расчету для первого клапана. Накладываем рис. 4.4.6 на
номограмму (см. рис. 4.4.1), совмещая кривые минимального
градиента. Наносим на рис. 4.4.6 отходящую вправо от точки
min ртн| ближайшую снизу кривую распределения давления (кри-
вая 9). Удельный расход газа (а2), для которого эта кривая пост-
роена, и будет минимальным удельным расходом газа при рабо-
те через второй клапан. Общий минимальный расход газа через
второй клапан определяется умножением этого удельного рас-
хода (а2) на дебит скважины. Полученный общий расход умно-
жается на поправочный коэффициент, если температура и отно-
сительная плотность газа отличаются от расчетных (см. рис. 4.4.8).
3.	Зная минимальный расход газа через второй клапан, диа-
метр отверстия в нем рассчитывается аналогично первому кла-
пану из диаграммы на рис. 4.4.7. Давление на выходе принима-
ют рт2~ Дрг|, а на выходе min рт2.
Расчет третьего пускового клапана	р
1.	Глубина установки клапана. Через точку min дн2 проведем
прямую, параллельную прямой 5. На этой прямой отмечаем точку,
давление в которой меньше давления в межтрубном пространстве
на величину 0,3 МПа + D г Горизонталь, проведенная через эту
точку, и определяет Н2 установки третьего клапана. При работе че-
рез третий клапан давление на выходе второго клапана повысится
до max дн2, которое определяется так, как и в предыдущем случае.
Давление закачиваемого газа через третий клапан должно быть
выше давления открытия второго клапана на величину [20]:
= (max дн2 - min pmJ ктр.	(4.4.4)
При этом второй клапан остается закрытым во время работы
третьего клапана.
2.	Минимальный расход газа через третий клапан определя-
ется так же, как и для второго.
3.	При расчете отверстия в третьем клапане (см. рис. 4.4.7)
давление на входе принимается равным /?гн2 — (Д + Дрг2), а на
выходе min ртн3.
Аналогичным способом расставляются и последующие кла-
паны вплоть до глубины установки рабочего клапана.
201
4.5. РАСЧЕТ ГАЗЛИФТНОЙ УСТАНОВКИ,
ОБОРУДОВАННОЙ КЛАПАНАМИ, ДЕЙСТВУЮЩИМИ
ОТ ДАВЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ В ЛИФТЕ
Установка рассчитывается графическим способом в коорди-
натах давление — глубина (рис. 4.5.1).
1.	Подобно расчету газлифтной установки, оборудованной
клапанами, действующими от давления нагнетаемого газа, от
точки забойного давления рзз6 строят кривую распределения дав-
ления газожидкостной смеси в лифте для определения глубины
установки рабочего клапана (кривая 1 на рис. 4.5.1) [20].
2.	Строят кривую распределения давления в лифте для дега-
зированной жидкости (кривая 2 на рис. 4.5.1).
3.	Строят линию распределения давления газа в затрубном
пространстве (кривая 3 на рис. 4.5.1).
4.	Строят кривую минимального градиента жидкости (кривая
4 на рис. 4.5.1).
5.	Строят линию открывающих давлений (прямая 5):
а)	находят верхнюю точку линии открывающих давлений (7,),
открывающее давление на поверхности равно сумме устьевого
давления (ру) жидкости и одной четверти пускового давления
нагнетания (рн);
б)	находят нижнюю точку (Г2) линии открывающих давле-
ний, которая лежит на середине отрезка, проведенного на глу-
бине (Яперф), между линией давления нагнетания газа и кривой
минимального градиента жидкости;
в)	соединяют найденные точки прямой линией (линия 5).
Точка пересечения линии открывающих давлений (линия 5)
с кривой 1 является глубиной установки рабочего клапана.
6.	Рассчитываем глубину установки верхнего клапана по фор-
муле, используемой ранее в расчете газлифтной установки (Я().
7.	Проводим линию глубины расположения верхнего клапана.
Пересечение этой линии с линией открывающих давлений дает
точку, соответствующую давлению открытия верхнего клапана (рота1).
8.	Из этой точки проводят линию, параллельную линии давле-
ния дегазированной жидкости или задавочной жидкости. Точка
пересечения этой линии с линией давления газа в затрубном про-
странстве дает глубину установки второго клапана. Глубины уста-
новки остальных клапанов находятся подобным же образом.
202
Рис. 4,5.1. Расчет расстановки клапанов
при неизвестной характеристике пласта
В промысловых условиях иногда применяется упрощенный
метод расчета расстановки клапанов.
В качестве исходных данных для расчета газлифтных устано-
вок используют статические и динамические характеристики
скважины, которые определяют при исследованиях скважин либо
принимают по данным аналогичных скважин.
К этим характеристикам относятся: проектный дебит жидко-
сти; глубина скважины; статический и динамический уровни
203
жидкости; забойное давление — статическое и динамическое;
давление на устье; давление нагнетаемого газа; температура про-
дукции и газа на устье и забое; газовый фактор и обводненность
продукции; геотермический градиент и температурный градиент
продукции и др.
Диаметр колонны подъемных труб обычно задан либо опре-
деляется в зависимости от дебита и прочностных характеристик
насосно-компрессорных труб. Глубина установки верхнего пус-
кового клапана независимо от управляющего давления опреде-
ляется по формуле [20]:
I =L + 100 (р - р) / (у (1 + F /F J),	(4.5.1)
где Дт — статический уровень жидкости в скважине, м; рпуск
— максимальное давление нагнетаемого газа при пуске скважи-
ны, МПа; ру — давление на устье при установившемся режиме
работы скважины, МПа; F , F 6 — площади сечения соответ-
ственно кольцевого (затрубного) пространства и подъемных труб,
см2; — удельный вес газожидкостной смеси, Н/м3.
При /, < £ст первый пусковой клапан устанавливается на глу-
бине £ст. Второй и последующие (включая рабочий) клапаны,
управляемые давлением нагнетаемого газа, размещаются на глу-
бинах
/ = L + 100 ((р ) - (р - 0,02 у / ,) / у ),	(4.5.2)
п ст	готк7л	у 'ж я-И '	4	7
где п — номер расчетного клапана, отсчитываемый от верх-
него пускового; (/’готк)„ — давление открытия расчетного клапа-
на, МПа; /л j — глубина установки вышерасположенного клапа-
на, м.
Давление открытия расчетного клапана принимается равным
давлению закрытия выше расположенного клапана.
Например, давление открытия второго клапана
'	(Р ),= (р ),•	(4.5.3)
^готк72 'л г зак71	х 7
Давление открытия клапанов для верхнего пускового клапана
С	-	(ЛОТк)1 =Луск-	<4-5-4)
204
Для второго и последующих пусковых, а также рабочего кла-
панов
(р ) = (р ) , - Ар,	(4.5.5)
'•г отк7л у/гзак/л-1 г>	v '
где Лр = (0,05...0,175) МПа — для пусковых клапанов и Лр =
= 0,28 МПа — для рабочего клапана.
Указанные нормы Лр даны при температуре 7ст = 288,5 К.
Для клапанов, управляемых давлением газожидкостной сме-
си в подъемных трубах, глубина установки второго и последую-
щих клапанов (в том числе и рабочего) определяется по формуле
I = I ,+ 100 [(р) - (р ) ]/у ,	(4.5.6)
п Л-1	LV/r'/l v/T0TK7HJ i ж’	Х	'
где (рг)я — давление газа в затрубном пространстве на уровне
расчетного клапана, МПа; (рт отк)л — давление открытия расчет-
ного клапана или давление газожидкостной смеси в подъемных
трубах на уровне расчетного клапана. Остальные обозначения анало-
гичны формуле (4.5.5). Давление открытия для всех клапанов
(р ) = р й + (1,0 ч- 1,4) МПа,
ОТК'Л -граб \ 5	5 /	5
где рра6 — давление нагнетания газа в затрубное пространство
при установившемся режиме работы скважины, МПа.
Таким образом, в результате расчета для каждого клапана оп-
ределены глубина их установки и давления открытия и закрытия
клапанов при температуре, соответствующей данной глубине.
Для обеспечения расчетных давлений открытия и закрытия
клапанов должны быть определены давления зарядки сильфо-
нов клапанов азотом в стендовых условиях при температуре
Тт =288,5 К.
Давление зарядки сильфона каждого клапана при темпера-
турных условиях скважины определяется по формулам:
для клапанов, управляемых давлением затрубного газа,
+	(4.5.7)
для клапанов, управляемых давлением газожидкостной смеси
в подъемных трубах
205
(рЛ = (^отЛ С1 “ л) + (Л>,Л	(4-5.8)
Давление зарядки сильфона приводится к стендовым условиям
по формуле
(р) = (р) Т z /(Т ) z ,	(4.5.9)
где (Гкв)я £ст — температура в скважине на глубине расчетно-
го клапана; гст и zckb — коэффициенты сжимаемости азота соот-
ветственно при (pJCT и Д, и при (рс)я и (Тскв)л.
Зарядка клапанов производится в специальной промысловой
лаборатории.
4.6. УСТАНОВКИ ДЛЯ ГАЗЛИФТНОГО СПОСОБА
ДОБЫЧИ НЕФТИ
Газлифтная установка Л
Установка Л (рис. 4.6.1) включает устьевое оборудование —
фонтанную арматуру АФКЗа-210 1 и скважинное оборудование,
состоящее из скважинных камер К 2, газлифтных клапанов типа
Г 3, пакера ПН-ЯГМ 4 и приемного клапана 5 [18, 20]. Краткая
техническая характеристика установок приведена в табл. 4.6.1.
Скважинное оборудование компонуется на колонне подъем-
ных труб, подвешиваемой в трубной головке фонтанной армату-
ры, герметизирующей устье скважины.
Пакер для разобщения зон затрубного пространства препят-
ствует поступлению нагнетаемого в скважину газа в колонну
подъемных труб и способствует более полному использованию
пластовой энергии, уменьшению пульсации забойного давления
во время работы скважины. Жидкость из пласта с растворенным
газом поступает только в колонну подъемных труб, где при умень-
шении давления до давления насыщения газ выделяется и со-
вершает работу по подъему жидкости с забоя на устье.
Установку Л рекомендуется спускать в скважину непосред-
ственно после бурения. В период фонтанирования перепускные
отверстия скважинных камер перекрывают глухими пробками.
206
Пробуренная скважина, освоен-
ная без пакера, может вскрыть
пласт с достаточной энергией
для поддержания установивше-
гося потока в колонне подъем-
ных труб в течение длительно-
го периода. Однако со време-
нем запас энергии уменьшает-
ся, непрерывное фонтанирова-
ние прекращается и начинает-
ся пульсация потока.
Для перевода скважины на
газлифтный способ эксплуата-
ции глухие пробки заменяют
газлифтными клапанами без
подъема насосно-компрессор-
ных труб набором инструмен-
тов канатной техники из комп-
лекта КИГХ. Для этого на устье
скважины монтируют оборудо-
вание ОУ780-350 и спускоподъ-
емные операции проводят при
помощи установки Л СПК-131.
Инструментами канатной
техники в скважинах, оборудо-
ванных установками Л, можно
проводить почти все виды под-
земного ремонта без подъема
насосно-компрессорных труб.
Газлифтная установка Л от-
носится к газлифтным установ-
кам полузакрытого типа, так как
башмачный клапан пакера пос-
ле его посадки падает на забой,
полностью открывая проход ко-
лонны подъемных труб. Когда
спуск пакера невозможен вви-
ду дефектов эксплуатационной
рудовать газлифтной установке
Рис. 4.6.1. Газлифтная установка Л
колонны, скважину можно обо-
)й Л без пакера. При этом для
207
fj	Таблица 4 61
S '_____________________________Краткая техническая характеристика газлифтных установок__________________________
Параметр	Марка установки																			
	Л-60А-210-118	|Л-60А-210-122	Л-60А-210-136	Л-60А-210-140	Л-60А-210-145	Л-60Б-210-118	Л-60Б-210-122	Л-60Б-210-136	Л-60Б-210-140	Л-60Б-210-145	Л-73А-210-136	Л-73А-210-140	Л-73А-210-145	Л-73Б-210-118	Л-73А-210-122	Л-73А-210-136	Л-73А-210-140	Л-73А-210-145	Л-73А-73Б-210-118	Л-73А-73Б-210-122
Условный диаметр эксплуатационной колонны труб (ГОСТ 632—80), мм	146		168			146		168						146		168		146x168		
Условный диаметр колонны подъемных труб (ГОСТ 633—80), мм	60										73									
Максимальный отбор жидкости, м3/сут	100 120										250 300									
Рабочее давление, МПа	21																			
Удельный расход рабочего агента, м3/т	50 150																			
Условный диаметр газлифтного клапана, мм	38					25					38			25					38x25	
Максимальная глубина спуска скважинного оборудования, м	2500																		5000	
Рабочая среда	Зефть, газ, пластовая вода с содержанием СО 2 до 1%, механических примесеи до 0,1%																			
Температура рабочей среды, К, не более	373																			
Габаритные размеры, мм диаметр длина (без подъемных труб)	118	12 2	13 6	14 0	14 5	11 8	12 2	13 6	14 0	14 5	13 6	14 0	14 5	11 8	12 2	13 6	14 0	145	188	122
	19350		19575			14550		14775			19245			15220		15445		20840		
Масса скважинного оборудования (без подъемных труб), кг	40 4	405	41 8	42 2	42 6	20 7	20 8	22 1	22 5	22 9	39 0	39 4	39 8	25 6	25 7	27 0	27 4	278	446	447
предотвращения поступления нагнетаемого газа в колонну
подъемных труб через ее башмак, ниже последней скважинной
камеры, рекомендуется спускать хвостовик расчетной длины.
Жидкость, находящаяся в кольцевом пространстве между хвос-
товиком и эксплуатационной колонной, выполняет, в опреде-
ленной степени, функции пакера В таких случаях установка Л
является установкой открытого типа.
Установка этого типа компонуется обычно несколькими распо-
ложенными на расчетных глубинах клапанами. Число газлифт-
ных клапанов и рабочие параметры их определяются геолого-тех-
ническими характеристиками скважин, исходя из необходимости
автоматического плавного запуска скважины и стабильной рабо-
ты ее в заданном технологическом режиме при требуемой депрес-
сии на пласт.
Газлифтная установка ЛН
Установка ЛН предназначена для эксплуатации наклонно
направленных скважин, у которых угол вертикального отклоне-
ния достигает 55°. В таких скважинах значительно осложняется
посадка скважинного оборудования, клапанов, пакеров и др
Поэтому в установке применяют скважинные камеры со специ-
альной направляющей обоймой с пазами для обеспечения на-
дежной посадки газлифтных клапанов канатной техникой с при-
менением отклонителя ОК консольного типа и пакеры ШД-ЯГ
и 2ПД-ЯГ, воспринимающие перепад давлений, направленный,
как снизу вверх, так и сверху вниз, посадка которых осуществ-
ляется гидравлическим способом
Газлифтная установка с комплексом управления
скважинными отсекателями
Возможность перевода скважин после окончания периода фон-
танирования на газлифтный способ эксплуатации без замены ос-
новного скважинного оборудования является одним из существен-
ных достижений в развитии нефтепромысловой техники.
Известно, что при разрушении или повреждении устьевого
оборудования, нарушении герметичности эксплуатационной
колонны фонтанирующие скважины могут перейти на откры-
14 Ивановский
209
тый фонтан, становятся неуправляемыми и могут причинить
огромный материальный ущерб, привести к пожарам и жертвам.
Для предотвращения указанного явления скважины оборуду-
ются системами аварийного закрытия (рис. 4.6.2), позволяющи-
ми, помимо указанного, осуществлять ремонт скважин без пред-
варительного их глушения, что связано со значительной эконо-
мией материальных и трудовых затрат.
Оборудование для предотвращения открытого фонтанирова-
ния называется комплексом управления скважинными клапана-
ми-отсекателями — КУСА и КУСА-Э и предназначено для экс-
плуатации нефтяных скважин и обеспечения герметичного пе-
рекрытия ствола скважины в случаях: разгерметизации устья,
при отклонении параметров работы скважин от заданных пре-
делов и при возникновении пожара.
Комплексы КУСА и КУСА-Э состоят из наземного и сква-
жинного оборудования и позволяют одновременно бурить, экс-
плуатировать и ремонтировать несколько (до 8 скважин) нефтя-
ных скважин, расположенных на одном кусте или морском ос-
новании.
Наземное оборудование комплексов предназначено для ра-
боты в умеренной климатической зоне и включает в себя фон-
танную арматуру со специальной катушкой для ввода в затруб-
ное пространство трубки управления, станцию управления, на-
правляющий распределитель, температурный предохранитель,
распределитель и электроконтактный манометр (последний для
КУСА-Э).
Скважинное оборудование предназначено для работы в среде
нефти, газа, газового конденсата, пластовой воды с температу-
рой не более 393 К при pH среды от 4,2 до 6,8 и содержанием
механических примесей до 0,1 г/л. Применительно к многооб-
разию условий работы в скважинах существует восемь схем ком-
поновки основных элементов скважинного оборудования для
освоения и эксплуатации скважины, начиная с периода фонта-
нирования. Число и расположение скважинных камер опреде-
ляется соответствующими расчетами.
Краткая техническая характеристика комплексов приведена
в табл. 4.6.2. Скважинное оборудование (см. рис. 4 6.2, а) комп-
лекса без клапана-отсекателя 9 с замком спускается в скважину
на подъемных (насосно-компрессорных) трубах совместно с труб-
210
Рис. 4.6.2. Газлифтная установка Л с комплексом управления
скважинными отсекателями
211
кой управления 2, соединенной с посадочным ниппелем 8 и
крепящейся к трубам при помощи хомутов. После проверки гер-
метичности соединений трубки устье соединяют с фонтанной
арматурой. Трубку управления уплотняют в катушке фонтанной
арматуры уплотнительным устройством 7.
Посадку пакера //осуществляют гидравлическим способом с
использованием срезного клапана 19. При его преждевремен-
ном срезе или при посадке пакера без него в ниппель 18 с помо-
щью цангового инструмента ИЦ из комплекта КИГК устанав-
ливают (или сбрасывают с устья) приемный клапан.
Разъединитель колонны 16 при необходимости, а также при
ремонтах позволяет отсоединить от пакера колонну подъемных
труб с вышерасположенным скважинным оборудованием без
глушения скважины. Для этого в разъединитель колонны при
помощи спускного инструмента из комплекта инструментов
ИКПГ должна быть установлена глухая пробка.
После посадки пакера и опрессовки скважинного и наземно-
го оборудования через циркуляционный клапан 10 производит-
ся аэрация жидкости, а затем замещение раствора через цирку-
ляционный клапан 13, который в последующем используют для
промывки пробок и глушения скважины. Перед освоением для
защиты поверхностей ниппеля 8 и управляющей трубки в нип-
пель устанавливается предохранительная гильза. Циркуляцион-
ные клапаны 10 и 13 открывают и закрывают с устья канатной
техникой при помощи толкателя из комплекта ИКПГ.
Через циркуляционный клапан 12, открывающийся гидравли-
ческим способом, давлением в трубах или затрубном пространстве
при аварийных ситуациях возможно быстрое глушение скважины.
После выхода скважины на заданный режим эксплуатации с
установки ЛСПК-131 через оборудование устья ОУГ подъемным
инструментом из комплекта ИКПГ из ниппеля 8 извлекают пре-
дохранитель, толкателем закрывают циркуляционный клапан 13
и спускным инструментом устанавливают клапан-отсекатель 9 с
замком, при помощи которого клапан фиксируют в ниппеле.
Операция проводится при полностью закрытых выкидах [20].
В процессе эксплуатации ингибиторы коррозии нагнетают с
устья в затрубное пространство через ингибиторный клапан 14,
который дозирует поступление ингибитора в подъемные трубы.
Ингибиторный клапан устанавливают в скважинной камере 15
212
Характеристика комплексов скважинного оборудования
Таблица 4.6.2
Основные параметры	Марка установки									
	КУСА-89-350-136	КУСА-89-350-136- Э	КУСА-89-350-140 1	КУСА-89-350-140- Э	КУСА-89-350-145	КУСА-89-350-145- Э	| КУСА-73-500-118 |	КУСА-73-500-118- Э	КУСА-73-500-122	КУСА-73-500-122- Э
Условный диаметр колонны подъемных труб (ГОСТ 633-80), мм	89						73			
Рабочее давление, МПа	35						50			
Наружный диаметр скважинного оборудования (кроме пакера), мм, не более	136						118			
Наружный диаметр пакера, мм	136		140		145		118	|	122			
Диаметр проходного отверстия составных частей скважинного оборудования, мм, не менее: клапана-отсекателя ниппеля клапана-отсекателя разъединителя колонны РК циркуляционного клапана КЦМ циркуляционного клапана КЦГ телескопического соединения пакера (без срезного клапана) скважинной камеры	35 70 65 72 75 75 76 76						25 58 52 57 60 58 50 62			
Глубина установки клапана-отсекателя (от уровня земли или дна моря), м, не более	200						200			
при помощи спускного инструмента ИСК из комплекта инстру-
ментов КИГК после извлечения из кармана камеры глухой проб-
ки, с которой камера спускается в скважину. Телескопическое
соединение 11 служит для компенсации температурных удлине-
ний подъемных труб
После установки клапана-отсекателя включается в работу стан-
ция управления 1. Создается давление в трубке управления, ко-
торое превышает статическое давление скважины на 2 МПа,
удерживая клапан в открытом состоянии.
При работе в автоматическом режиме клапан-отсекатель зак-
рывается в следующих случаях:
—	при повышении или понижении давления в выкидной ли-
нии фонтанной арматуры за установленные пределы по сигналу от
электроконтактного манометра б (только для комплекса КУСА-Э,
см. рис 4 6.2, б) и при срабатывании направляющих распреде-
лителей 5;
—	при повышении температуры на устье выше 343 К, когда
расплавляется предохранитель 4;
—	при нарушении герметичности трубок управления.
Клапан-отсекатель может быть принудительно закрыт со стан-
ции управления или дистанционно с пульта диспетчера, связан-
ного со станцией управления посредством промысловой телеме-
ханики.
Станция управления СУ-350В1 в брызгозащищенном испол-
нении для автоматического управления работой скважинными
клапанами-отсекателями рассчитана на работу в условиях уме-
ренной климатической зоны (рис. 4.6.3)
В шкафу 1 размещены панель 4, на которой закреплены
исполнительные механизмы, бак 19 для рабочего нагнетаемого
агента и два баллона 15, 16 для сжатого воздуха.
На панели расположены насос 11с пневморучным управле-
нием, два редуктора давления 5, 10, три манометра 6, 7, 9, трех-
ходовой пусковой клапан 3, трехходовой разгрузочный клапан
12 и предохранительный клапан 17.
Насос 11 для создания требуемого давления нагнетания при-
водится в действие от давления подаваемого воздуха или руч-
ным способом. Давление воздуха и давление, подаваемое насо-
сом, находятся в соотношении 1 : 50, т.е. при давлении воздуха
0,1 МПа насос создает давление в гидросистеме 5 МПа и т.д.
214
Рис. 4.6.3. Станция управления СУ-360В1:
а — вид спереди, б — вид сзади
Давление воздуха, подводимого к насосу, устанавливается ре-
дуктором давления 10. С помощью второго редуктора давления 5
устанавливается давление в пневматической линии «сигнал»,
идущей к пусковому клапану 3 и далее к разгрузочному 12. Ми-
нимальное и максимальное давления в этой линии соответственно
должны быть 0,4 и 0,6 МПа.
Давление в выходной пневматической линии регистрируется
манометром 6, давление, развиваемое насосом при перекрытой
нагнетательной линии, манометром 7, давление в нагнетатель-
ной линии манометром 9.
Для защиты нагнетательного клапана насоса от действия дав-
ления перед трехходовым разгрузочным клапаном установлен
обратный клапан 14.
Гидравлическая система станции защищена от превышения
давления свыше 37 МПа, для чего на нагнетательной линии ус-
тановлен предохранительный клапан.
В нижней части шкафа предусмотрены три отвода «нагнета-
ние», «питание», «сигнал»: первый — для присоединения нагне-
тательного трубопровода, второй — для внешнего источника пи-
тания и третий — выходящей пневматической линии.
Для заполнения бака рабочим агентом имеется горловина 18,
а для слива — отвод 20.
На щите станции расположены ручка 13 для ручного привода
насоса и рычаг 2 для удержания в вытянутом состоянии штока
пускового клапана. Сверху на корпусе шкафа предусмотрен ды-
хательный клапан <?для вентиляции. Станция может питаться от
баллонов 15 и 16 или внешнего источника.
Перед пуском станции к ней присоединяют все трубопрово-
ды. При питании станции от баллонов отвод «питание» заглу-
шают. Вращением против часовой стрелки закрывают редукто-
ры давления 5, 10 и разгрузочный клапан 12.
При появлении давления в пневмосистеме, о чем будут сви-
детельствовать показания входных манометров редуктора 5 и 10,
вращением маховика редуктора 10 по часовой стрелке поднима-
ют давление в пневматической линии, идущей к насосу, до тре-
буемого. При этом начинает работать насос, который после со-
здания соответствующего давления в гидросистеме автоматики
останавливается. При падении давления по каким-либо причи-
нам в гидросистеме насос вновь включается.
216	\
Вращением маховика редуктора 5 по часовой стрелке уста-
навливают давление от 0,4 до 0,6 МПа в пневматической линии,
идущей к пусковому клапану 3. Перемещением штока пусково-
го клапана 3 «на себя» открывают трехходовой разгрузочный кла-
пан для пропуска рабочего агента в нагнетательную линию. После
достижения заданного давления (это давление предварительно
было установлено по манометру 7) насос вновь автоматически
останавливается, а шток клапана 3 остается в вытянутом поло-
жении.
При падении давления в выходной пневматической линии
(это может произойти при аварийной ситуации на скважине)
ниже 0,4 МПа станция автоматически снижает давление в на-
гнетательной линии. Шток пускового клапана 3 возвращается в
первоначальное положение, перекрывая доступ рабочему агенту
(воздуху) из источника питания и выпуская остатки воздуха из
пневмосистемы. Разгрузочный клапан 12 перекрывает доступ
рабочего агента (масла) от насоса и пропускает рабочий агент из
линии нагнетания в бак. Хотя давление от источника питания
действует на насос, последний не включается, так как линия
между насосом и разгрузочным клапаном находится под перво-
начальным давлением.
При пуске станции ручным способом с помощью рукоятки
насоса создается давление, и открытием (вращая по часовой
стрелке) разгрузочного клапана рабочий агент подают в нагне-
тательную линию.
При появлении давления в пневмосистеме после пуска стан-
ции ручным способом необходимо переместить шток пускового
клапана «на себя» и вращением маховика разгрузочного клапана
против часовой стрелки пустить станцию в автоматический ре-
жим работы.
Останавливают станцию, т.е. снимают при необходимос-
ти давление в нагнетательной линии, нажатием на шток пус-
кового клапана. При этом происходит процесс, описанный
выше.
Повторный пуск станции осуществляется аналогичным спо-
собом после устранения неполадок на подводящих трубопро-
водах.
217
Технические характеристики СУ-350В1
Исполнение по защищенности от воздействия	воды........В1
Привод станции........................пневматический
Рабочее давление, МПа..................................35
Подача (по насосу), м3/с..............................0,7
Давление на выходе в пневматической линии,	МПа.0,4...0,6
Давление пневматической линии
питания станции, МПа............................0,7...1,5
Вместимость пневматического аккумулятора
при давлении 15 МПа, м3...........................24-10'3
Рабочий агент:
в гидравлической системе........масло трансформаторное
в пневматической системе........осушенный воздух или газ
Предельные температуры окружающего воздуха, К ...от 252 до 311
Вместимость бака, м3..............................25Ч03
Габаритные размеры, мм:
длина.............................................914
ширина............................................. 700	>
высота......................................... 1660
Масса, кг...........................................200
Станция управления СУЭ-350В1 (рис. 4.6.4) служит для авто-
матического управления работой скважинными клапанами-от-
секателями и применяется в комплексе КУСА. Станция пред-
назначена для эксплуатации на открытом воздухе в умеренно
холодном климатическом районе и состоит из шкафа, в котором
размещены гидравлический блок, блок автоматический и блок
управления. Шкаф выполнен в водозащищенном исполнении.
Гидравлический блок (рис. 4.6.5) имеет в основании бак 4, на
котором смонтированы: дозаторный насос НДО 1, горловина 6
для заливки в бак рабочего агента и электромагнитный разгру-
зочный клапан 7. На выкидной линии 2 насоса установлен об-
ратный клапан 3, дублирующий работу нагнетательного клапана
насоса для повышения надежности его работы и предотвраще-
ния пульсации жидкости. Для предотвращения превышения дав-
ления в гидросистеме станции выше расчетного максимального
предусмотрен предохранительный клапан 5.
218
Трубопровод
скважины
Нагнетательная
линия
Рис. 4.6.4. Станция управления
СУЭ-350В1:
1 — шкаф, 2 — насос НД-400/16;
3	— блок автоматики;
4	— блок управления;
5	— манометр электроконтактный
В блоке управления (рис. 4.6.6) предусмотрен электроконтак-
тный манометр 3, к которому присоединен датчик давления 4
для отключения станции при падении давления до нуля в случае
обрыва нагнетательной линии. Датчик давления связан трубкой
с нагнетательной линией гидравлического блока.
Для пуска станции в работу на щите установлена кнопка тум-
блера 5 с сигнальной лампой 6.
Для защиты электрических цепей и элементов от перегрузок
и короткого замыкания предусмотрены автоматический выклю-
чатель и предохранители 7 и 8.
В блок автоматики входят промежуточные реле, понижаю-
щий трансформатор и клеммная коробка.
Перед пуском станции к ней присоединяют трубопровод. К стан-
ции подводят питание — электроэнергию и присоединяют провод от
электроконтактного манометра 3, установленного на выкидной ли-
нии скважины. Этот манометр и манометр блока управления настра-
ивают на требуемые давления (максимальное и минимальное).
Станцию запускают в работу включением автоматического
выключателя. При выключении тумблера 5 загорается лампа, сиг-
нализирующая о включении станции и датчика давления. При
включении автоматического выключателя включается насос. По
219
Рис. 4.6.5. Блок гидравлический
Рис. 4.6.6. Блок управления
достижении максимального давления электроконтактный манометр
станции через блок автоматики останавливает насос. Тумблер на
пульте управления после повышения давления свыше 0,5 МПа не-
обходимо отключить, чтобы привести в действие датчик давления.
О его работе будет свидетельствовать потухшая сигнальная лампа.
При медленном падении давления в нагнетательной линии стрел-
ка электроконтактного манометра станции замкнет соответствую-
щие контакты, и насос поднимет давление до установленного мак-
симального. При аварийной ситуации (обрыве нагнетательной ли-
нии) датчик давления мгновенно отключает систему подкачки стан-
ции, и давление в нагнетательном трубопроводе снижается.
При превышении предельных давлений в выкидной линии сква-
жины электроконтактный манометр, установленный на этой ли-
нии, подает сигнал на блок автоматики, отключается система под-
качки, и давление в нагнетательном трубопроводе снижается до
атмосферного.
220
Для снятия давления в нагнетательном трубопроводе нажати-
ем на кнопку «стоп» отключают систему подкачки станции, при
этом срабатывает разгрузочный клапан.
Принципиальная электрогидравлическая схема станции уп-
равления СУЭ-350В1 приведена на рис. 4.6.7 [20].
Рис. 4.6.7. Схема
электрогидравлической станции
управления СУЭ-350В1:
1	— граница станции;
2	— электропровод,
3 — трубопровод
Технические характеристики СУЭ-350В1
Исполнение по защищенности от воздействия воды.........В1
(ГОСТ 17786-72)
Предельные температуры окружающего воздуха, К......229...310
Привод станции..............................электрический
Рабочее давление, МПа..................................35
Подача (по насосу), м3/с..............................0,7
Напряжение питания станции, В.........................380
Рабочий агент.......................масло	трансформаторное
Вместимость бака, м3...............................25-103
Габаритные размеры, мм:
длина...........................................1040
ширина...........................................783
высота......................................... 1850
Масса, кг...........................................210
221
Рис. 4.6.8. Газлифтная установка 1УГГ-168х2х125:
1 — фонтанная арматура 4АФМ-50х50-210, 2 — разрезные конические
кольца, 3 — первый ряд подъемных труб, 4 — концентричный ряд труб,
5 — пакер ПН-ЯМ
Пакер разобщает нижний и верхний пласты. Продукция вер-
хнего пласта поднимается по второму параллельному ряду
подъемных труб, а газ нагнетается в затрубное пространство.
Продукция каждого пласта направляется в свой выкид фонтан-
ной арматуры.
Для облегчения спуска скважинного оборудования на муф-
ты труб надеваются разрезные конические кольца 2, выполняю-
щие роль направления для колонны труб.
Освоение пластов производится по тем же каналам, что и
нагнетание газа и подъем продукции.
223
Газлифтная установка 1УГГ-168х2х125
Газлифтная установка 1УГГ (рис. 4.6.8) предназначена для
одновременной раздельной эксплуатации двух нефтяных плас-
тов скважины непрерывным газлифтным способом с подачей на-
гнетаемого газа и регулированием его расхода с устья скважины.
Установка позволяет раздельно отбирать продукции двух пла-
стов одной скважины.
Технические характеристики 1УГГ
Условный диаметр эксплуатационной
колонны труб (ГОСТ 632-80), мм........................168
Рабочее давление, МПа.................................12,5
Условный диаметр подъемных труб, мм:
концентричных рядов................................73	и 48
второго параллельного ряда..........................48
Рабочая среда .........нефть, газоконденсат, пластовая вода
Температура рабочей среды, К, не более................373
Габариты оборудования, мм:
наземного (длинахширинахвысота)............. 2170x310x1600
скважинного:
диаметр.........................................136
длина (без подъемных труб) ................... 2260
Масса оборудования, кг:
наземного............................................ 1260
скважинного	(без	подъемных труб)...................70
Установка 1УГГ (см. рис. 4.6.8) состоит из наземного и сква-
жинного оборудования.
Наземное оборудование установки 1 — арматура 4АФМ-
50x50-210, в трубной головке которой подвешиваются два па-
раллельных и один концентричный ряд подъемных труб.
Скважинное оборудование включает пакер ПН-ЯМ 5, спу-
щенный на первом ряду подъемных труб 3, внутри которого
проходит концентричный ряд 4. По кольцевому простран-
ству между ними поступает нагнетаемый с поверхности газ, а
по трубам малого диаметра поднимается продукция нижнего
пласта.
222
Установки УВЛ, 1УВЛ и УВЛГ
для внутрискважинного газлифта
Установки (рис. 4.6.9) предназначены для газлифтной эксп-
луатации нефтяных скважин за счет энергии газового пласта,
вскрытого в той же скважине [20].
Рис. 4.6.9. Установки внутрискважинного газлифта:
а, б — УВЛ, в — 1УВЛ, г — УВЛГ, 1 — циркуляционный клапан ЗКПО-89,
2 — пакер ПН-ЯГМ, 3 — забойное устройство, 4 — съемный дроссель,
5 — золотник забойного устройства, 6 — телескопическое соединение,
7 — пакер ПД-ЯГМ, 8 — циркуляционный клапан разового действия,
9— циркуляционный клапан КЦМ, 10 — разобщающее устройство, 11 —
забойное устройство перекрестного потока, 12 — якорь ЯП, 13 — пакер
ШД-ЯГ перекрестного потока, 14 — ниппель; 75 — разобщающее уст-
ройство
224
Установка УВЛГ, кроме того, обеспечивает одновременный
раздельный отбор газа. При необходимости один из пластов может
быть отключен. Краткая техническая характеристика установок
приводится в табл. 4.6.3. Установки внутрискважинного газлиф-
та включают наземное оборудование, серийно выпускаемую
фонтанную арматуру и скважинное оборудование.
Таблица 4 63
Краткие технические характеристики установок
для внутрискважинного газлифта
Параметр	У ВЛ-168-210	1УВЛ-168-210	УВЛГ-168-210
Условный диаметр эксплуатационной колонны труб (ГОСТ 632-80), мм	168	168	168
Рабочее давление, МПа	21	21	21
Максимальный отбор, м3/сут жидкости газа	5000	6000	5000 700000
Диаметры отверстий сменных насадок дросселей, мм	От 0,5 до 6,0 (через каждые 0,5 мм)		
Условный диаметр подъемных труб (ГОСТ 633-80), мм	89	89	73
Габаритные размеры, мм диаметр длина (без подъемных труб) Масса (без подъемных труб), кг	142 6325 240	142 6300 269	142 6960 260
При внутрискважинном газлифте подача газа из второго пла-
ста той же скважины регулируется съемными дросселями 4, в
которых предусмотрена установка сменных насадок. Съемные
дроссели при помощи набора инструментов канатной техники
КИГК и ИКПГ устанавливают в забойных устройствах 3 и 11
(см. рис. 4.6.9, а, б, в) установок УВЛ и 1УВЛ и в разобщающем
устройстве 15 (см. рис. 4.6.9, г) установки УВЛГ. При установке
дросселей золотники 5 перемещаются вниз и открывают доступ
газа через дроссель. При извлечении дросселя золотники закры-
вают перепускное отверстие забойных устройств 3 и 11 и разоб-
щающего устройства 75.
225
15 Ивановским
Нижний нефтяной пласт (см. рис. 4.6.9, б, в, г) разобщается
от газового пласта пакерами 7 и 13. Нефть из нижнего пласта за
счет энергии газа, поступающего через дроссель из верхнего пла-
ста, поднимается по подъемным трубам. При значительных от-
борах подачей давления в затрубное пространство открывается
циркуляционный клапан 8 разового действия и нефть может
отбираться одновременно по подъемным трубам и затрубному
пространству. Затрубное пространство разобщается пакером 2 и
разобщающими устройствами 10 и 75. При большой толщине
газового пласта, применяя УВЛГ, возможно одновременно и
раздельно отбирать газ по трубам. Нефть за счет энергии газа,
поступающего через дроссель, отбирается по затрубному про-
странству. При необходимости отбора только нефти газлифт-
ным способом в ниппеле 14 устанавливается глухая пробка, на-
бором инструментов канатной техники открывается клапан 9 и
газированная нефть из затрубного пространства через клапан
поступает в подъемные трубы.
Установка УВЛГ может применяться для одновременной раз-
дельной добычи нефти и газа при режиме фонтанирования не-
фтяного пласта. В этом случае в дросселе 4 устанавливается заг-
лушка. Если нефтяной пласт расположен выше газового (рис.
4.6.9, а), в дросселе 4установки УВЛ для регулирования расхода
газа устанавливается центральная насадка
Все установки могут эксплуатироваться, начиная с режима
естественного фонтанирования нефтяного пласта. При этом в
установках УВЛ и Ц 1УВЛ забойное устройство 3 и 11 закрыва-
ется золотником 5. Циркуляционные клапаны 7, 8 и 9 использу-
ются для циркуляции жидкости при освоении или глушении
скважины, а также при промывке надпакерной зоны. Для после-
довательной посадки и срыва пакеров в установках предусмотре-
но телескопическое соединение 6. Забойное устройство установ-
ки УВЛ (рис. 4.6.10, а, б) предназначено для сообщения и разоб-
щения полости подъемных труб с зоной верхнего пласта скважи-
ны и установки дросселя для регулирования режима подачи газа.
Забойное устройство состоит из корпуса 7 с окном А, распо-
лагающимся в зоне верхнего пласта скважины. В верхней части
корпуса имеется канавка для фиксации в ней замка 2 съемного
дросселя. В нижней части корпуса помещается разъемник 8
с фиксатором 7 для фиксации положений золотника 6.
226
Забойное устройство спускается в скважину на подъемных
трубах без дросселя в закрытом положении. При посадке съем-
ного дросселя золотник 6 забойного устройства перемещается
вниз и открывает доступ продукции верхнего пласта в забойное
устройство через окно А. При извлечении дросселя золотник
закрывается ловителем дросселя 9, разобщая верхний пласт от
полости подъемных труб.
Съемный дроссель (см. рис. 4.6.10, а, 'б) спускается в забой-
ное устройство набором инструментов канатной техники. При
а
б
этом спускной инструмент со-
единяется с замком дросселя 2
на срезных винтах.
Дроссель с центральной насад-
кой 5 (см. рис. 4.6.10, а) применя-
ется в установках, используемых в
скважине, где верхний пласт нефтя-
ной, а дроссель с боковой насад-
кой (см. рис. 4.6.10, б) — где верх-
ний пласт газовый. Два комплек-
та уплотнений 3 герметизируют
дроссель в забойном устройстве.
Корпус забойного устройства
(см. рис. 4.6.10, б) установки
1УВЛ выполнен таким образом,
что образует два независимых
друг от друга канала: первый —
радиальный (отверстия А) для
газа верхнего пласта, второй —
осевой (Б — В) для прохода не-
фти из нижнего пласта в подъем-
ные трубы.
Рис. 4.6.10. Забойное устройство
со съемным дросселем установки:
а — УВЛ с центральной насадкой, б —
УВЛ с боковой насадкой, 1 — корпус за-
бойного устройства, 2— замок дросселя,
3 — уплотнение дросселя, 4 — корпус
дросселя, 5 — съемная насадка, 6 — зо-
лотник, 7 — фиксатор, 8 — разъемник,
9 — ловитель дросселя, 10 — сухарик
227
Технические характеристики забойного устройства
Условный диаметр эксплуатационной
колонны труб (ГОСТ 632-80), мм.....................168
Рабочее давление, МПа...............................21
Условный диаметр прохода, мм........................45
Условный диаметр колонны подъемных труб
по ГОСТ 633-80, мм..................................89
Габаритные размеры, мм:
диаметр...........................................132
длина...........................................1845
Масса, кг...........................................88
Технические характеристики съемного дросселя
установки УВЛ
Рабочее давление, МПа...................................21
Условный диаметр прохода, мм............................45
Диаметр отверстий
сменных насадок, мм.......от 0,5 до 6,0 (через каждые 0,5 мм)
Габаритные размеры, мм:
диаметр............................................76
длина........................................... 1060
Масса, кг:
с центральной насадкой............................9,0
с боковой насадкой...............................11,4
Забойное устройство открывается в процессе посадки съем-
ного дросселя. Ловитель дросселя 9 перемещает золотник 6 за-
бойного устройства вниз, выдвигает сухарики 10 наружу и лови-
тель совместно с золотником фиксируется фиксатором 7. При
извлечении дросселя его ловитель при помощи сухариков 10
передвигает золотник вверх, закрывает отверстие А и, вытягива-
ясь из сухариков, освобождает дроссель.
Съемные дроссели для спуска и извлечения из забойных уст-
ройств соединяются с набором инструментов канатной техники.
После посадки и фиксации дросселя в забойном устройстве сре-
заются винты, соединяющие дроссель со спускным инструмен-
том, и последний извлекается.
228
Технические характеристики забойного устройства
установки 1УВЛ
> Условный диаметр эксплуатационной
колонны труб (ГОСТ 632-80), мм........................168
Рабочее давление, МПа..................................21
Условный диаметр колонны
подъемных труб (ГОСТ 633), мм......................... 89
Габаритные размеры, мм:
диаметр............................................142
длина.............................................1370
Масса, кг.............................................102
Технические характеристики съемного дросселя
установки 1УВЛ
Рабочее давление, МПа .................................21
Условный диаметр прохода, мм...........................45
Диаметры отверстий
сменных насадок, мм.......от 0,5 до 6,0 (через каждые 0,5 мм)
Габаритные размеры, мм:
диаметр.............................................65
длина..............................................720
Масса, кг............................................9,0
Для замены насадки дроссель извлекают цанговым инстру-
ментом.
Технические характеристики съемного дросселя л
установки УВЛГ
Рабочее давление, МПа..................................21
Условный диаметр прохода, мм...........................10
Диаметры отверстий
сменных насадок, мм.......от 0,5 до 6,0 (через каждые 0,5 мм)
Габаритные размеры, мм:
диаметр............................................48
длина.............................................550
Масса, кг...........................................6,0
229
Съемный дроссель (рис. 4.6.11, а) установки УВЛГ размеща-
ется в ниппеле 18 разобщающего устройства перекрестного по-
тока установки (рис. 4 6.12, б) с помощью набора инструментов
канатной техники. В ниппеле дроссель уплотняется набором
манжет 11 и фиксируется в специальной расточке ниппеля ку-
лачками 6 (см. рис. 4.6.11, а), которые при посадке радиально
раздвигаются, надвигаясь на выступ б ствола 7. Положение ствола
7 и корпуса 4 фиксируется кольцом 3.
При посадке дросселя выступ а корпуса 4 (см. рис. 4.6.11)
упирается в золотник 16 разобщающего устройства (см. рис.
4.6 12, б) и открывает его для доступа газа из верхнего пласта в
дроссель.
Для смены насадок I (см. рис. 4.6.11, а) дроссель извлекается
из разобщающего устройства набором инструментов канатной
техники.
При извлечении дросселя кулачки 6 сначала утопают в ка-
навке в, что позволяет дросселю выйти из ниппеля разобщаю-
щего устройства. При этом за счет препятствия ограничителя 8
относительному перемещению ствола 7 и корпуса 4 кулачки 6
перемещают вверх золотник 16 разобщающего устройства (см.
рис. 4.6.12, б), закрывая доступ газа из газового пласта. При
закрытом золотнике ограничители 8 утопают в канавке е, а ку-
лачки 6 — в канавке г, освобождая дроссель (см. рис. 4.6.11).
Резьба на конце штока 9 необходима для установки заглушки
при использовании установки УВЛГ для раздельной добычи
нефти и газа. Отверстие д служит для выравнивания давлений
при посадке и извлечении дросселя.
Разобщающее устройство установки 1УВЛ предназначено для
разобщения затрубного пространства от зоны верхнего пласта
скважины и при необходимости — для сообщения полости
подъемных труб с затрубным пространством.
Разобщающее устройство установки 1УВЛ (см. рис. 4.6.12, а)
состоит из пакера и циркуляционного клапана разового дей-
ствия. Нижняя часть устройства аналогична пакеру ПН-ЯГМ и
срабатывает от давления в подъемных трубах, воздействующего
через отверстие б в стволе пакера на поршень 12.
Разобщение эксплуатационной колонны происходит в резуль-
тате осевого сжатия манжет 7. Пакер заякоривается при натяжке
плашек 10 на конус 9.
230
Рис. 4.6.11. Съемный дроссель и глухая пробка установки УВЛГ:
а — съемный дроссель, б — глухая пробка, 1 — сменная насадка, 2 — ловильная
головка, 3 — стопорное кольцо, 4 — корпус, 5 — срезной винт, 6 — кулачок, 7—
ствол, S — ограничитель, 9 — шток, 10 — зажим, 11 — уплотнительные манжеты
Рис. 4.6.12. Разобщающее устройство установок:
а — 1УВЛ; б — УВЛГ; 1 — наконечник; 2 — золотник клапана; 3 — ствол
клапана; 4, 14 — срезные винты; 5 — гайка; 6 — патрубок; 7 — уплотни-
тельные манжеты пакера; 8 — ствол пакера; 9 — конус; 10 — плашки;
11 — плашкодержатели; 12 — поршень пакера, 13 — цилиндр пакера;
75 — фиксатор, 16 — золотник разобщенного устройства; 77 — муфта
перекрестного потока, 18 — ниппель дросселя
Циркуляционный клапан разового действия срабатывает от
наружного давления на дифференциальный золотник 2, в ре-
зультате чего срезаются винты 4 и золотник спускается вниз,
открывая окна а ствола 3. При открытом клапане полость подъем-
ных труб сообщается с затрубным пространством выше пакера
[20].
232
Технические характеристики устройства >
Условный диаметр эксплуатационной
колонны труб (ГОСТ 632), мм..........................168
Рабочее давление, МПа ................................21
Диаметр проходного отверстия, мм......................91
Максимальный внутренний диаметр
эксплуатационной колонны, гарантирующий
герметичность разобщения, мм.......................150,3
Условный диаметр колонны подъемных труб
(ГОСТ 633), мм........................................89
Габаритные размеры, мм:
диаметр...........................................142
длина............................................2185
Масса, кг.............................................72
Кроме разобщения затрубного пространства от зоны верхнего
газового пласта и направления потока нефти и газа по самостоя-
тельным клапанам в установке УВЛГ разобщающее устройство
перекрестного потока служит для установки дросселя, регулиру-
ющего режим расхода газа, и глухой пробки при одновременной
раздельной добыче нефти и газа из двух пластов одной скважины.
Технические характеристики разобщающего устройства
Условный диаметр эксплуатационной колонны труб
(ГОСТ 632-80), мм.....................................168
Рабочее давление, МПа..................................21
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной
колонны, гарантирующий герметичность разобщения, мм .... 150,3
Условный диаметр колонны подъемных труб
(ГОСТ 633-80), мм......................................73
Условный диаметр прохода, мм:
центрального	канала..............................50
кольцевого (приведенный)............................65
Габаритные размеры, мм:
диаметр.............................................142
длина............................................ 2540
Масса, кг.............................................125
233
Устройство (см. рис. 4.6.12, б) отличается от разобщающего
устройства установки 1УВЛ наличием муфты перекрестного по-
тока, присоединенной к низу устройства. Муфта перекрестного
потока 17 имеет два независимых канала: радиальный г — для
газа и два полукольцевых д — для нефти и устанавливается от-
верстием г в зоне верхнего газового пласта. В муфте перекрест-
ного потока установлен золотник 16, перекрывающий отверстие
г, по которому поступает газ из верхнего газового пласта.
Золотник открывается при посадке в ниппель 18 съемного
дросселя, и газ через отверстия г и в поступает в полость подъем-
ных труб по стволу 6, а через дроссель — в канал д, по которому
поступает нефть из нижнего пласта.
Посадка пакера осуществляется гидравлическим способом при
подаче давления в подъемные трубы. Жидкость через отверстия
в и б поступает в цилиндр пакера 13. После среза винтов 14
плашкодержатель И перемещает плашки 10 вверх на конус 9, в
результате чего происходят заякоривание плашек и герметиза-
ция кольцевого пространства манжетами 7 под действием веса
подъемных труб. В результате пласт разобщается от затрубного
пространства.
Полости д и в, по которым поступает газированная нефть,
герметизированы вверху наконечником 1. Нефть может посту-
пать в затрубное пространство после открытия клапана разового
действия, аналогичного описанному для установки 1УВЛ. Пос-
ле открытия клапана газированная нефть поступает в затрубное
пространство.
Газлифтная установка ЛП
Установка ЛП периодического действия с отсечкой нагнетае-
мого газа на устье (рис. 4.6.13) состоит из наземного и скважин-
ного оборудования. Наземное оборудование включает серийно вы-
пускаемую фонтанную арматуру АФКЗа-65х210 1 и регулятор цик-
ла времени 2 СР-2. В состав скважинного оборудования входят:
скважинные камеры КН 4 или К 3, газлифтный клапан Г 5, пакер
ПН-ЯГМ 7, камера замещения 8, разрядный 9 и приемный 10
клапаны с ниппелем 11 и газоотводящее устройство 6 [18].
Скважинные камеры К предназначены для размещения в них
пусковых газлифтных клапанов, КН — для установки рабочего
234
Рис. 4.6.13. Газлифтная установка ЛП
клапана. Камеры КН отличают-
ся от камер К тем, что нижний
конец кармана удлинен и из
него выведен наружу газоотво-
дящий патрубок, последний со-
единяется с газоотводящим ус-
тройством.
Газоотводящее устройство 6
состоит из корпуса с эксцент-
рично расположенным в верх-
ней части отверстием для газо-
отводящего патрубка. Внутри га-
зоотводящего устройства уста-
навливается подвесной патру-
бок. Кольцевое пространство
между трубой, навернутой на
подвесной патрубок, и трубой,
соединенной с корпусом уст-
ройства, служит каналом для
прохода нагнетаемого газа в ка-
меру замещения.
Камера замещения 5 пред-
ставляет собой колонну из на-
сосно-компрессорных труб мак-
симально возможного для дан-
ной скважины диаметра. Внут-
ри камеры замещения распола-
гается второй концентрический
ряд подъемных труб, который
заканчивается хвостовиком.
Нижняя часть камеры заме-
щения соединяется с посадочным ниппелем, в который для пре-
дотвращения воздействия давления нагнетаемого газа на забой
скважины установлен приемный клапан.
Установка ЛП работает следующим образом.
Под действием давления газа, нагнетаемого в затрубное про-
странство, с помощью пусковых газлифтных клапанов снижает-
ся уровень жидкости в нем до глубины установки рабочего кла-
пана. Процесс аналогичен процессу пуска с помощью клапанов
235
скважин, эксплуатируемых непрерывным газлифтным способом
установками Л. После обнажения рабочего клапана нагнетае-
мый газ через клапан, газоотводящее устройство поступает в
камеру замещения, аэрирует накопившуюся в камере жидкость
и вытесняет ее по колонне подъемных труб на поверхность.
В момент начала перелива жидкости в выкидную линию при
помощи регулятора цикла времени прекращается подача газа в
скважину и происходит разрядка колонны подъемных труб. Раз-
рядка кольцевого пространства камеры замещения от остатков
нагнетаемого и выделяющегося из скважинной жидкости газа
осуществляется с помощью разрядного клапана 9, который ра-
ботает от перепада давления, обеспечивая пропуск газа после
продавки жидкостей. По мере снижения давления в камере за-
мещения открывается приемный клапан 10, и камера наполня-
ется жидкостью в течение промежутка времени, установленного
регулятором цикла времени СР-2. Далее процесс повторяется.
Краткая техническая характеристика установок ЛП приведе-
на в табл. 4.6.4.
В установке лифта замещения ЛП применяется станция регу-
лирования цикла времени СР-2 (рис. 4.6.14), предназначенная
для регулирования циклической подачи нагнетаемого газа в сква-
жину.
Технические характеристики СР-2
Диаметр проходного отверстия седла, мм...............20
Максимальный диаметр регулирующего колеса, мм.......165
Рабочий ход захватывающего винта, мм.............0...20
Продолжительность действия часового механизма, ч....512
Перепад давления для срабатывания
мембранно-исполнительного
механизма, МПа...................................0,2...0,3
Рабочее давление, МПа...............................7,0
Рабочая среда.......................сжатый воздух или газ
Габаритные размеры, мм:
длина............................................380
ширина...........................................265
высота...........................................950
Масса, кг..........................................28,4
236
Таблица 4.6.4
Краткие технические характеристики установок ЛП
Параметр	ЛП-60А- 210-118	ЛП-60А- 210-122	ЛП-60А- 210-136	ЛП-60А- 210-140	ЛП-60А- 210-145
Условный диаметр эксплуатационной колонны труб (ГОСТ 632-80), мм	146		168		
Условный диаметр колонны подъемных труб (ГОСТ 633-80), мм	60		73		
Максимальный отбор жидкости, м 3/сут	40		40		
Рабочее давление, МПа	21		21		
Удельный расход рабочего агента, м’/сут	300 750		300 . 750		
Условный диаметр газлифтного кла- пана, мм	25		38		
Максимальная глубина спуска скважинного оборудования, м	3000		3000		
Рабочая среда	Нефть, газ, пластовая вода с содержанием СОг до 1 % и механических примесей до 0,1 %				
Температура рабочей среды, К, не более	373		373		
Габаритные размеры скважинного оборудования, мм диаметр длина (без подъемных труб)	118 203	122 40	136	140 19245	145
Масса скважинного оборудования (без подъемных труб), кг	429	430	415	421	423
Мембранно-исполнительный механизм (МИМ) представляет
собой фланцевое соединение, основными рабочими органами
которого являются мембрана 17, шток 2, корпус 19 и пружина
18. Шток под действием пружины 18 находится в верхнем поло-
жении.
Корпус 19 имеет фланцы для соединения станции с фланца-
ми нагнетательной линии скважины. В него устанавливается
седло. Мембранно-исполнительный механизм 16 через патру-
бок 75 соединен с коробкой 7.
Одноступенчатый редуктор 4 предназначен для понижения
давления воздуха (газ), поступающего из нагнетательной линии,
и автоматического поддержания постоянным заданного рабоче-
го давления.
237
Рис. 4.6.14. Станция регулирования СР-2:
1 — седло, 2 — шток, 3, 14, 20, 21, 22, 23 — трубы медные; 4 — редуктор
ДКП-1-65, 5— манометр; 6 — корпус; 7— коробка; 8 — разрядник, 9 —
перепускной клапан, 10 — рычаг, 11 — винт захвата; 12— регулирующее
колесо, 13 — часовой механизм, 75 — патрубок, 16 — мембранно-испол-
нительный механизм (МИМ), 17 — мембрана, 18 — пружина;
19 — корпус
Перепускной клапан 9 устанавливается в боковом отверстии
корпуса б и, в зависимости от положения рычага 10, перепуска-
ет воздух (газ) в полость а мембранно-исполнительного меха-
низма. В перепускном клапане имеется движущийся сердечник
с манжетами. Перепускной клапан 9, разрядник 8, рычаг 10,
захватывающий винт 11, регулирующее колесо 12, часовой ме-
ханизм 13 станции регулирования помещены в коробке для пре-
дотвращения коррозии и проникновения в них пыли и влаги.
Разрядник 8 представляет собой винт с отверстием для раз-
рядки полости а и возврата в верхнее положение штока 2 под
действием пружины 18.
Рычаг 10 упирается в хвост сердечника перепускного клапана 9
при свободном состоянии захватывающего винта И. Винт зах-
вата 11 под углом вворачивается в отверстие рычага 10 и попадает
острым концом в наружную проточку регулирующего колеса 12.
Регулирующее колесо 12 представляет собой барабан с наруж-
ными проточками и пазами. В его пазах устанавливаются скобы,
перемещающиеся в сторону наружной проточки для регулиро-
вания цикла подачи рабочего агента. Барабанно-часовой меха-
низм 13 предназначен для вращения регулирующего колеса 12.
Нагнетаемый в затрубное пространство рабочий агент через
отверстия в и е, кольцевую полость б и трубы 3 попадает в ре-
дуктор 4. После понижения давления рабочего агента до задан-
ного через трубку 14 рабочий агент попадает под перепускной
клапан 9.
При перемещении острого конца захватывающего винта по
скобкам регулирующего колеса 12 перепускной клапан откры-
вается и рабочий агент через трубы 22, 23, патрубок 15 попадает
в полость а и, действуя на площадь мембраны 17, создает уси-
лие, перемещающее шток 2 в нижнее положение, и отверстие г
седла 1 закрывается. При этом прекращается подача рабочего
агента в скважину. После заданного времени острый конец зах-
ватывающего винта 11 попадает на проточку регулирующего
колеса 12, рычаг 10 действует на хвост сердечника перепускного
клапана 9 и закрывает его. Разрядник 8, разряжая полость а,
освобождает мембрану 77 от действия рабочего агента. Шток 2
под действием пружины 18 открывает отверстие г седла 1 и обес-
печивает подачу рабочего агента в скважину.
Последующие циклы работы регулятора происходят аналогично.
239
АЛ. СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ДЛЯ ГАЗЛИФТНОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ.
ГАЗЛИФТНЫЕ КЛАПАНЫ
Газлифтные клапаны — устройства для автоматического ус-
тановления или прекращения сообщения между внутренней по-
лостью колонны подъемных труб и затрубным пространством,
занятым нагнетаемым в скважину газом.
Все известные газлифтные клапаны можно классифициро-
вать следующим образом [20] (рис. 4.7.1):
•	по назначению — пусковые и рабочие;
•	по принципу управления — управляемые давлением нагне-
таемого газа;
•	управляемые давлением газожидкостной смеси в подъем-
ных трубах и управляемые перепадом трубного и затрубного дав-
лений;
•	по способу размещения в колонне подъемных труб — экс-
центрично расположенные и центральные;
•	по типу чувствительного элемента клапана — сильфонные,
пружинные, мембранные и комбинированные;
•	по способу установки — съемные и стационарные.
Пусковые клапаны обеспечивают пуск скважины методом
аэрации при последовательном автоматическом увеличении глу-
бины ввода газа. При работе скважины на установившемся ре-
жиме пусковые клапаны остаются все время закрытыми, а газ
подается через рабочие клапаны. Управляющим давлением для
этих клапанов является давление газожидкостной смеси в ко-
лонне подъемных труб.
При непрерывном газлифте в качестве нижнего рабочего кла-
пана можно использовать пусковой, отрегулированный на от-
крытие при давлении, соответствующем глубине ввода газа.
Открытие или закрытие газлифтного клапана осуществляется
чувствительным элементом, который настраивается до установ-
ки клапана в скважину на определенное усилие. Чувствитель-
ным элементом в клапанах может быть сильфонная или мемб-
ранная камера, пружина или комбинация их.
Клапаны с сильфонными, пружинными и комбинированны-
ми чувствительными элементами могут быть уравновешенными
240
Газлифтные клапаны
Рис. 4.7.1. Классификация газлифтных клапанов
и неуравновешенными. Для уравновешенных клапанов давле-
ния открытия и закрытия равны.
Широкое применение в нефтедобывающей промышленнос-
ти нашли газлифтные клапаны с сильфонным чувствительным
элементом. Сильфонную камеру клапана заряжают азотом, дав-
ление которого в ней для правильной работы клапана должно
быть увязано с параметрами скважины и нагнетаемого газа.
Основными узлами неуравновешенного сильфонного газлиф-
тного клапана, управляемого давлением нагнетаемого газа (рис.
4.7.2, а, б), являются корпус, узел зарядки, сильфон, шток, сед-
ло и обратный клапан, предотвращающий обратный переток
жидкости, что особо важно при установке пакеров, посадка ко-
торых осуществляется гидравлическим или гидромеханическим
способами.
Клапан работает следующим образом: давление азота в силь-
фонной камере действует на его эффективную площадь и созда-
ет силу, прижимающую шток к седлу.
16 Ивановский
241
Давление нагнетаемого газа в затрубном пространстве и дав-
ление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб стре-
мятся открыть клапан (см. рис. 4.7 2, а). Баланс сил в клапане
непосредственно перед открытием имеет следующий вид [10]:
р S = р (S — S) + р 5,
гс эф гг х эф О7	0’
(4.7.1)
где рс — абсолютное давление в сильфонной камере, МПа;
рг — абсолютное давление нагнетаемого газа на глубине ввода в
клапан, МПа; рт — абсолютное давление газожидкостной смеси
в колонне подъемных труб на глубине расположения клапана,
МПа; 5 — эффективная площадь сильфона, см2; 50— площадь
проходного сечения седла клапана, см2.
Рис. 4.7.2. Схема неуравновешенного газлифтного клапана
сильфонного типа:
а, б — управляемого давлением нагнетаемого в скважину газа, в, г —
управляемого давлением газожидкостной смеси в колонне подъемных труб,
а, в — клапан в закрытом положении, б, г — клапан в открытом положе-
нии, 1 — узел зарядки, 2 — кожух, 3 — сильфон, 4 — шток, 5 — седло,
6 — корпус седла, 7 — обратный клапан, 8 — дроссель
242

3
-У
s
6
Рис. 4.7.3.
Газлифтные клапаны Г:
а - Г-20Р, б - Г-25Р,
‘ в - 1Г-25Р, г- Г-38Р,
•а д - Г-20, с - Г-25,
ж- 1Г-25, з- Г-38
7 — штифт, 2 —
втулка, 3 — пружи-
на, 4 — фиксатор,
5 — ввертный заряд-
ник, 6 — золотник,
7 — сильфонная ка-
I -"'° мера, 8 — кожух, 9 —
| шток, 10 — набор
манжет, 11 -— седло,
12 — обратный кла-
пан, 13 — цанга, 14 —
втулка, 75—дроссель
Эффективная площадь сильфона определяется в зависимос-
ти от наружного (7?н) и внутреннего (7?в) радиусов гофра силь-
фона:
S=n(R - R)2/4.
эф х н в' '
(4.7.2)
Отношение площадей = R определяет степень неурав-
новешенности клапана.
Исходя из (4.7.1) давление в сильфонной камере и давление
нагнетаемого газа, при котором клапан откроется, определяют
соответственно по уравнениям:
РС = РТ(Д -7?) +PR,	(4.7.3)
Ргт = ЛИА1 - 7?)] -рг[7?/(1 -Ю].	(4.7.4)
Конструктивное исполнение газлифтных клапанов представ-
лено на рис. 4.7.3.
Клапаны фиксируют в скважинных камерах специальными
фиксирующими устройствами, выполненными в виде самостоя-
тельного изделия либо в виде узла самого клапана.
Клапаны Г-38 и Г-38Р фиксируют при помощи кулачково-
го фиксатора ФК-38 (рис. 4.7.4), который наворачивают пе-
ред спуском на посадочную головку 3. При посадке клапана в
скважинную камеру выступ кулачка 6 задевает за край карма-
на камеры и кулачок, поворачиваясь, утопает в окне а, обес-
печивая проход фиксатора в расточку кармана. Когда окно со-
впадает с расточкой, кулачок под действием пружины 9 выхо-
дит из окна и своим выступом фиксирует клапан в расточке
кармана.
f Z 3	*	5	1 S 1 13
Рис. 4.7.4. Кулачковый фиксатор ФК-38:
1 — съемная головка, 2 — разрезная втулка, 3 — посадочная головка;
4 — шток отключения; 5 — штифт; 6 — кулачок, 7 — ось; 8 — установоч-
ный винт; 9 — пружина
244
При извлечении фиксатора с клапаном из скважинной камеры
при помощи инструмента канатной техники срезается штифт 5,
шток отключения 4 поднимается и освобождает кулачок, выступ
которого под действием пружины утапливается в окне фиксато-
ра, позволяя извлечь клапан.
Технические характеристики кулачкового фиксатора ФК-38
Условный наружный диаметр, мм......................38
Длина хода штока отключения, мм....................10
Усилие среза штифта при съеме, кН.................5,5
Диаметры захватной головки, мм:
для посадки....................................35
для съема.......................................34,5
Габаритные размеры, мм:
диаметр........................................44
длина...........................................230
Масса, кг..........................................1,12
Клапаны Г-20 и Г-20Р (см. рис. 4.7.3, а) фиксируют в сква-
жинных камерах фиксаторами 4 и втулками 2, поджимаемыми
пружиной 3. При посадке клапана пружина сжимается, фикса-
тор перемещается по втулке на меньший диаметр и проходит в
карман скважинной камеры, где фиксатор возвращается в ис-
ходное положение, фиксируя клапан в расточке кармана каме-
ры. Освобождается фиксатор при извлечении клапана после среза
штифта 1.
В клапанах Г-25, Г-25Р, 1Г-25 и 1Г-25Р (см. рис. 4.7.3, в)
фиксирующим элементом является цанга 13, перья которой при
спуске собраны, а при посадке раскрываются и фиксируют кла-
пан в расточке кармана скважинной камеры.
В клапанах 1Г-25 и 1Г-25Р (см. рис. 4.7.3, ж) благодаря вер-
хнему расположению цанги увеличивается объем сильфонной
камеры, что повышает чувствительность клапана и одновремен-
но уменьшается возможность повреждения цангой посадочных
мест в скважинной камере.
Эксплуатация газлифтных клапанов Г показала, что при не-
стабильных условиях работы скважины, несмотря на демпфиру-
245
ющие свойства сильфонов, при работе клапанов наблюдаются
колебания штока и удары его о седло, вызывающие разрушение
пары шток — седло. Для устранения указанного недостатка со-
здан клапан, рассчитанный на высокое рабочее давление с до-
полнительным демпфирующим устройством.
Демпфирующее устройство клапана Г-38-70Д представляет
собой гидравлическую камеру, встроенную в корпус клапана
между сильфонной камерой и седлом клапана. Камеру заполня-
ют полиэтилсилоксановой жидкостью. Шток клапана играет роль
поршня и имеет отверстия, через которые перетекает жидкость
при осевом перемещении штока, оказывая демпфирующее дей-
ствие на шток. В остальном конструкция клапана аналогична
клапану Г-38 (см. рис. 4.7.3, а, з).
Газлифтные клапаны Г — съемные, но при необходимости
возможна их установка в стационарных скважинных камерах.
Газлифтный клапан ГМ (рис. 4.7.5) применяется в газлифт-
ных скважинах с подводным расположением устья. Клапан ав-
томатически регулирует поступление агента для подъема про-
дукции скважины.
Основные узлы газлифтного клапана: мембранная камера и
узел обратного клапана, Мембранная камера 4 представляет со-
бой герметичный сосуд высокого давления с основным рабочим
органом — резинотканевой мембраной 7. На наружной поверх-
ности камеры устанавливается резиновая прокладка 6 и зажима-
ется пробкой 5, через которую заряжают мембранную камеру и
Рис. 4.7.5. Газлифтный клапан ГМ:
а — управляемые давлением в затрубном пространстве;
б — управляемые давлением в трубах
246
Технические характеристики клапанов ГМ-8 и ГМ-45Р
Условный диаметр клапана, мм........................45
Рабочее давление клапана при максимальном давлении
зарядки клапана, МПа................................35
Давление зарядки мембранной камеры, МПа:
минимальное........................................3
максимальное......................................10
Рабочая среда...................нефть,	газ, пластовая вода
без	агрессивных компонентов
Максимальная температура рабочей	среды, К..........373
Рабочий агент мембранной камеры...................азот
Габаритные размеры, мм:
диаметр...........................................48
длина............................................410
Масса, кг, не более................................. 3
регулируют в ней давление азота. Мембрана крепится к корпусу 3
специальными втулками <?и 12, которые накатываются роликом
после их установки на мембраны. Узел мембраны защищается
кожухом И, положение которого фиксируется наконечником 10.
Узел обратного клапана состоит из резинотканевых мембран 9 к 13.
Газлифтный клапан устанавливается в карман скважинной
камеры при помощи специального посадочного инструмента.
Клапан захватывается этим инструментом за замок, закрепляе-
мый на переводнике 1, и при закачке жидкости в насосно-ком-
прессорные трубы вставляется в карман скважинной камеры.
Для герметичности разобщения полостей рабочей и обслужива-
ющей колонны служат уплотнительные манжеты 2.
При работе клапанов, управляемых давлением газа в затруб-
ном пространстве, газ проходит через отверстия а и действует на
мембрану 7. Когда давление газа превысит давление зарядки
клапана, мембрана отожмется, газ поступит в полость б, откроет
обратный клапан и через боковое отверстие в поступит в трубу.
При работе клапанов, управляемых давлением газожидкост-
ной смеси в трубах, жидкость через отверстие д обратного кла-
пана поступает в полость б. Когда давление жидкости в полости
г превысит давление зарядки клапана, мембрана 7 отожмется и
откроет доступ нагнетаемому газу через отверстие а.
247
Стационарный газлифтный клапан ГПТС-38-210 (рис. 4.7.6)
отличается от клапана Г-38Р отсутствием уплотнительных ман-
жет и исполнением корпуса 7, который выполняет функцию
переводника и имеет на нижнем конце коническую трубную
резьбу для установки клапана в стационарной скважинной ка-
мере.
Рис. 4.7.6. Газлифтный клапан ГПТС-38-210:
1 — золотник, 2— клапан, 3— сильфонная камера, 4— кожух, 5— шток;
6 — корпус седла, 7 — корпус
Скважинные камеры
В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эк-
сплуатации скважины фонтанным и затем газлифтным способа-
ми устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляци-
онные и газлифтные клапаны.
По конструктивному исполнению скважинные камеры мож-
но классифицировать следующим образом [20] (рис. 4.7.7).
Рис. 4.7.7. Классификация скважинных камер
248
Скважинные камеры с эксцентричным расположением кар-
мана для клапанов являются наиболее совершенными и распро-
страненными. Они сохраняют проходное сечение в месте уста-
новки клапана, равным проходному сечению колонны подъем-
ных труб. Это позволяет проводить все скважинные работы (ис-
следование, промывку призабойной зоны, смену съемных эле-
ментов скважинного оборудования) без извлечения колонны
подъемных труб.
Скважинная камера К (рис. 4.7.8, а) представляет собой свар-
ную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из
специальных овальных труб, и двух наконечников 1 с резьбой
насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633.
В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки кла-
панов и пробок с помощью набора инструментов канатной тех-
ники через устье скважины, герметизированное оборудованием
ОУГ 80x350.
Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного
клапанов) поступает из затрубного пространства через перепус-
кные отверстия а камер к клапану. Клапаны и пробки уплотня-
ются в кармане двумя наборами уплотнительных манжет, для
Рис. 4.7.8. Скважинные камеры:
а - К, б - КН, в - КТ
249
которых предусмотрены посадочные шейки в кармане. Для фик-
сации клапанов и пробок в кармане предусмотрены специаль-
ные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кула-
чок фиксатора.
Камера КН (см. рис. 4.7.8, б) применяется для установок пе-
риодического газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4,
соединяемый с газоотводящим устройством.
Камера КТ (см. рис. 4.7.8, а) отличается от камеры типа К
наличием в верхнем наконечнике направляющей оправки 5,
позволяющей для посадки клапанов использовать консольный
отклонитель типа ОК, обеспечивающий надежность работ в на-
клонных скважинах. Техническая характеристика камер при-
ведена ниже. Для морских газлифтных скважин с подводным
расположением устья применяют оригинальные двухканальные
скважинные камеры КН-60Д-350 (рис. 4.7.9, а) и 1КН-60Д-350
(рис. 4.7.9, б).
Технические характеристики камер
КН-60Д-350 и 1 КН-60Д-350
Диаметр эксплуатационной колонны скважины, мм........178
Диаметр проходных отверстий каналов камеры, мм...46; 47,5
Рабочее давление, МПа................................35
Рабочая среда.......................нефть,	газ, пластовая вода
Максимальная температура рабочей среды, К............373
Габаритные размеры, мм:
диаметр..............................................148
длина....................................... 1550*;	2280**
Масса, кг.......................................35*;	60**
*Цифра для первого типа камеры.
**Цифра для второго типа камеры.
Камера с помощью переводников 1, 11 и патрубков 5 и 6
соединяется с двумя параллельными колоннами подъемных труб.
Корпус камеры 2 имеет два канала, один из которых — рабочий,
а второй — обслуживающий. Отверстие б сообщает между собой
оба канала камеры. Расточка а служит для установки клапана-
250
отсекателя или газлифтного
клапана.
Во втором канале установле-
на скользящая гильза 9, кото-
рая может передвигаться толка-
телем, спускаемым с набором
инструментов с устья, и откры-
вать или закрывать отверстие б.
В открытом положении гильза
фиксируется фиксатором 10,
ход гильзы вниз ограничивает-
ся кольцом 8.
Подвески 7и 3 соединяются
с патрубками 5 и 6 с помощью
накидных гаек 4.
Скважинная камера 1КН
позволяет раздельный спуск
двух параллельных рядов
подъемных труб и для этого
имеет следующее устройство. В
корпус 2 устанавливается во-
ронка 12, а на патрубок 1 —
направляющая 75. Насосно-
компрессорная труба второго
ряда спускается с уплотнителем
14 и цангой 13. Цанга фикси-
Рис. 4.7.9. Скважинная камера:
а - КН, б- 1КН
руется в воронке, а уплотнитель
герметизирует соединения.
Для стационарных газлифтных клапанов применяются газ-
лифтные оправки, представляющие собой патрубки, диаметр
которых равен диаметру насосно-компрессорных труб, спущен-
ных в скважину.
Конструкция газлифтной оправки с боковым размещением
газлифтного клапана (рис. 4.7.10, а, б, в) состоит из патрубка 7,
специального переводника 2 с резьбой для установки клапана,
специального переводника 7 с резьбой для фиксации клапана.
Клапан устанавливается в оправку следующим образом: упор 5
вворачивается в резьбу переводника 7, клапан 4 вворачивается в
резьбу переводника 2 и затем упор 5 отворачивается и прижима-
251
a
в
6
г
Рис. 4.7.10. Газлифтная оправка:
1, 7, 8 — патрубки, 2 — переводник, 3 — карман для газлифтного клапа-
на, 4 — газлифтный клапан, 5 — упор, 6 — контргайка
ет клапан. Для предотвращения самоотворота упора предусмот-
рена контргайка 6.
В оправках (см. рис. 4 7.10, а, б) газлифтный клапан герметизи-
руется набором манжет на клапане, а в оправке (см. рис. 4.7.10, г)
он вворачивается в патрубок 8, а затем совместно с ним в патру-
бок 1.
252
4.8.	ПАКЕРЫ И ЯКОРИ
Современные газлифтные установки, как правило, снабжены
пакерами для изоляции затрубного пространства скважины от
трубного, разобщения зон затрубного пространства, предотвра-
щения пульсирующей работы скважины, более полного исполь-
зования энергии расширения газа, поступающего из пласта, а
также для предотвращения воздействия на забой давления на-
гнетаемого газа.
В газлифтных установках, применяются эксплуатационные па-
керы ПН-ЯМ, ПН-ЯГМ, ПД-ЯГ (1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ) и пд-ягм.
4.9.	ЦИРКУЛЯЦИОННЫЕ
И ИНГИБИТОРНЫЕ КЛАПАНЫ
В современном скважинном оборудовании для газлифтного
способа добычи нефти, особенно при эксплуатации скважины в
период ее естественного фонтанирования, для освоения, глуше-
ния и промывки скважины, обработки скважины различными
химическими реагентами и других технологических операций
применяются циркуляционные клапаны.
Циркуляционные клапаны могут спускаться на колонне подъем-
ных труб (центральные, стационарные) либо устанавливаться ин-
струментами канатной техники в карманах скважинных камер в
период работ с их участием (эксцентричные, съемные).
Различаются клапаны гидравлические, управляемые (откры-
тые и закрытые) давлением жидкости, механические, управляе-
мые инструментами канатной техники, и гидромеханические с
применением обоих способов
Клапаны КЦМ выпускаются в двух вариантах: с максималь-
ным и малым диаметрами перепускных отверстий.
Клапаны с максимальным условным диаметром перепускных
отверстий устанавливаются на колонны подъемных труб над
пакером или разъединителем колонны и обеспечивают прямую
или обратную циркуляцию жидкости при освоении, промывке
пробок и т п.
Клапаны с малым условным диаметром перепускных отвер-
стий устанавливаются ниже ниппеля для клапана-отсекателя и
служат для аэрации столба жидкости в скважине при освоении.
253
Клапан (рис. 4.9.1) состоит из скользящей гильзы 6 с пере-
пускными отверстиями 5 и двумя расточками б для плашек тол-
кателя, входящего в комплект инструментов ИКПГ и управляе-
мого канатной техникой. Гильза герметизирована в корпусе уп-
лотнениями 3 и фиксируется в нем в двух положениях — «от-
крыто» и «закрыто» при помощи фиксатора 2 и канавок а. Тол-
катель, упираясь в бурт канавки б, перемещает гильзу до совпа-
дения перепускных отверстий 5 и 4, сообщая при этом затруб-
ное пространство с полостью подъемных труб [20].
Клапан закрывается толкателем с противоположной стороны
гильзы.
Техническая характеристика
клапанов приведена в табл. 4.9.1.
Циркуляционный клапан
КЦГ предназначен для быстро-
го глушения скважины в аварий-
ных ситуациях.
Клапан КЦГ является клапа-
ном разового действия и откры-
вается при избыточном давлении
в подъемных трубах или в зат-
рубном пространстве.
Клапан (рис. 4.9.2, а) откры-
вается при подаче давления
внутрь за счет разности уплот-
няемых диаметров втулки 7,
ствола 3 и золотника 2. При этом
золотник, срезая винты 4, спус-
кается по стволу и открывает пе-
репускные отверстия а.
Рис. 4.9.1. Циркуляционные клапаны
КЦМ:
а — исполнение 1; б — исполнение 2;
1 — корпус, 2 — фиксатор, 3 — уплот-
нение; 4 — перепускное отверстие кор-
пуса, 5 — перепускное отверстие гиль-
зы, 6 — гильза
254
Рис. 4.9.2. Циркуляционный
клапан КЦГ:
а — исполнение 1;
б — исполнение 2
При подаче давления на клапан золотник спускается вместе с
втулкой после среза винтов 4 за счет разности уплотняемых ди-
аметров ствола и открывает перепускные отверстия а.
Технические характеристики клапанов
Таблица 4.9.1
Параметр	кцм- 72/50- 350	кцм- 72/7- 350	кцм- 57/60- 500	кцм- 57/7- 500	кцм- 145-140
Рабочее давление, МПа	35		50		14
Диаметр проходного отверстия, мм	72		57		145
Условный диаметр перепускных отверстий (по суммарному сечению), мм	50	7	60	7	102
Присоединительная резьба труб: по ГОСТ 633-80 по ГОСТ 632-80	89 - 1 -		73 - 1 -		168
Рабочая среда	Нефть, газ, газоконденсат, пластовая вода (pH = 4,2.. 6,8) с содержанием механических примесей до 0,1 г/л				
Максимальная температура рабочей среды, К	373				
Габаритные размеры, мм1 диаметр длина	125 984		107 1040		205 1170
Масса, кг	34,2	34,0	32,6	32,4	88,0
255
Клапан (см. рис. 4.9.2, б) отличается положением и конст-
рукцией втулки 1 и наличием срезных винтов 5 для втулки. При
подаче давления внутрь клапана последнее, действуя на торец
втулки 1, вызывает срез винтов 5, и втулка спускается по стволу 3,
открывая перепускные отверстия а. При подаче давления снару-
жи на клапан золотник 2, срезая винты 4, спускается по стволу 3,
открывая клапан.
Технические характеристики клапанов приводятся в табл. 4.9.2.
Таблица 4.9.2
Технические характеристики клапанов
Параметр	КЦГ-75-350	КЦГ-62-500	КЦГ-150-140
Рабочее давление, МПа	35	50	14
Максимальное давление открытия клапана, МПа: снаружи изнутри	15,0 38,0	12,7 53,0	22,0 23,0
Диаметр проходного отверстия, мм	75	61	150
Условный диаметр перепускных отверс- тий (по суммарному сечению), мм	77	62	140
Рабочая среда	Нефть, газ, газоконденсат, пластовая вода (pH = 4,2...6,8) с содержанием механических примесей до 0,1 г/л		
Максимальная температура рабочей среды, К	373		
Габаритные размеры, мм: диаметр длина	125 550	ПО 650	220 760
Масса, кг	22,5	23,5	54,0
Циркуляционный клапан 1КЦГ (табл. 4.9.3) применяется в
фонтанных и газлифтных установках для одновременной раз-
дельной добычи нефти из двух пластов одной скважины.
Клапан (рис. 4.9.3) состоит из корпуса 1, в котором переме-
щается золотник 4. На наружной поверхности золотника име-
ются фигурные (длинные и короткие) пазы б, в которые входит
фиксатор 5.
Клапан спускается в скважину в закрытом положении. Для
открытия клапана в него с устья сбрасывается седло 2 с шари-
256
ком 3 и создается давление в трубах, под действием которого
золотник перемещается вниз до упора. При увеличении давле-
ния опорный бурт седла деформируется и седло с шариком па-
дает вниз, освобождая проход клапана. Пружина 7 возвращает
золотник вверх. Палец фиксатора при этом переходит в длин-
ный паз золотника и фиксирует его в открытом положении. В
открытом клапане перепускные окна а в корпусе и золотнике
совпадают. Для закрытия клапана необходимо сбросить новое
седло с шариком и повторить операцию.
Рис. 4.9.3. Циркуляционный клапан 1КЦГ:
1 — корпус; 2 — седло; 3 — шарик; 4 — золотник;
5 — фиксатор; 6 — стакан; 7 — пружина
Таблица 4.9.3
Технические характеристики клапанов
Параметр	1КЦГ- 48- 210	1КЦГ- 60- 210	1КЦГ- 73- 210	1КЦГ- 89- 210	1КЦГ- 114- 210
Рабочее давление, МПа	21				
Диаметр проходного отверстия, мм	30	40	50	62	85
Максимальное давление открытия клапана, МПа	10				
Условный диаметр перепускных отверстий (по суммарному сечению), мм	30				
Присоединительная резьба — резьба труб (ГОСТ 633-80), мм	48	60	73	89	114
Рабочая среда	Нефть, газ, пластовая вода				
Максимальная температура рабочей среды, К	373				
Габаритные размеры, мм:					
диаметр	58	73	89	107	133
длина	657	678	820	850	900
Масса, кг	И	12	21	26	45
17 Ивановский
257
Циркуляционный клапан 2КП (табл. 4.9.4; рис. 4.9.4, а) со-
стоит из ствола 1, на который надет дифференциальный золот-
ник 4, поджатый пружиной 3, усилие которой регулируется гай-
ками 2. От диаметрального перемещения золотник предохранен
винтами 5, входящими в глухие пазы на стволе /.
Клапан открывается при избыточном давлении в нем, кото-
рое, действуя на разность площадей золотника 4, перемещает
его вверх, сжимая пружину. Клапан закрывается усилием пру-
жины при отсутствии избыточного давления в трубах.
Рис. 4.9.4. Циркуляционные клапаны:
а — 2КП; б — ЗКПО, 1 — ствол; 2 — гайка;
3 — пружина; 4 — золотник; 5 — винт
Таблица 4.9.4
Технические характеристики циркуляционных клапанов 2КП
Параметр	2КП-73-210	2КП-89-210
Рабочее давление, МПа	21	21
Диаметр проходного отверстия, мм	62	76
Присоединительная резьба труб (ГОСТ 633), мм	73	89
Габаритные размеры, мм:		
диаметр	116	136
длина	970	1000
Масса, кг	22	36
258
Циркуляционный клапан ЗКПО (табл. 4.9.5; см. рис. 4.9.4, б)
применяется в установках внутрискважинного газлифта.
Таблица 4.9.5
Технические характеристики клапанов ЗКПО
Параметр	ЗКПО-73	ЗКПО-89
Рабочее давление, МПа	21	21
Условный диаметр прохода, мм	62	76
Присоединительная резьба — резьба труб (ГОСТ 633), мм	73	89
Габаритные размеры, мм:	115	135
диаметр	875	891
длина Масса, кг	22	30,5
Клапан состоит из ствола 1, на который надет дифференци-
альный золотник 4, поджатый пружиной 3, усилие которой ре-
гулируется гайкой 2. От диаметрального перемещения золотник
предохранен винтами, входящими в глухие пазы на стволе 1.
Клапан открывается при избыточном давлении снаружи, ко-
торое, действуя на разность площадей золотника, перемещает
его вверх, сжимая пружину, и открывает перепускные отверстия
в стволе.
Клапан закрывается усилием пружины при снятии избыточ-
ного давления снаружи.
Циркуляционный клапан установки УВЛГ (рис. 4.9.5) служит
для перепуска продукции скважин из затрубного пространства в
подъемные трубы при внутрискважинном газлифте, техничес-
кая характеристика приведена ниже.
Рабочее давление, МПа.................................21
Диаметр проходного отверстия, мм......................58
Условный диаметр перепускных отверстий
(по суммарному сечению), мм...........................50
Присоединительная резьба — резьба труб (ГОСТ 633), мм .... 73
Габаритные размеры, мм:
диаметр........................................... 105
длина..............................................740
Масса, кг.......................................... 16,2
259
Рис. 4.9.5. Циркуляционный клапан
для газлифтной установки УВЛГ:
1 — фиксатор; 2 — золотник;
3 — уплотнение; 4 — корпус;
5 — посадочный ниппель
глухой пробки
Рис. 4.9.6. Циркуляционные клапаны
для скважинных камер:
1 — корпус; 2 — седло обрат-
ного клапана; 3 — обратный
клапан; 4 — уплотнительные
манжеты; 5— цанга; 6— пру-
жина; 7 — фиксатор
В клапане перепускные отверстия корпуса 4 перекрываются
золотником 2 при его верхнем положении, в котором он фиксиру-
ется фиксатором 1. Посадочный ниппель 5 имеет поверхность б,
по которой уплотняется глухая пробка. Канавка а ниппеля слу-
жит для фиксации в ней фиксаторов глухой пробки.
260
При посадке глухой пробки в ниппель последняя толкает буртом
золотник 2 в нижнее положение, при котором окна на золотнике и
в корпусе совпадают и открывают клапан.
При извлечении пробки подвижная втулка пробкой переме-
щается в верхнее положение, закрывая клапан.
При технологических операциях, проводимых при эксплуа-
тации и ремонте газлифтных скважин, в карманы скважинных
камер устанавливаются глухие пробки и циркуляционные кла-
паны (рис. 4.9.6) взамен газлифтных клапанов. Глухие пробки в
отличие от циркуляционных клапанов не имеют перепускных
отверстий а. Клапаны и пробки изготовляются из базовых дета-
лей газлифтных клапанов, уплотняются в скважинных камерах
манжетами 4 и фиксируются в них с помощью кулачкового фик-
сатора ФК-38 (см. рис. 4.9.6, а) либо цангой 5 или фиксатором 7
(см. рис. 4.9.6, в). Перепускное отверстие а при посадке в каме-
ру совпадает с перепускными отверстиями скважинных камер и
обеспечивает циркуляцию жидкости между затрубным и труб-
ным пространствами.
Пробки и клапаны устанавливаются в скважинных камерах
инструментами канатной техники, так же как и газлифтные кла-
паны Г.
Ингибиторные клапаны предназначены для подачи из зат-
рубного пространства в полость подъемных труб ингибиторов
разного назначения в процессе эксплуатации скважины [20].
Технические характеристики клапана КИНГС-25-50
Рабочее давление, МПа.....................................50
Условный диаметр клапана, мм......................25
Максимальный диаметр перепускного отверстия седла, мм .. 6
Максимальное давление открытия клапана,	МПа.......5
Габаритные размеры, мм:
диаметр........................................29
длина.........................................485
Масса, кг..............................................1,5	
Клапан КИНГС (рис. 4.9.7) устанавливается в карман сква-
жинной камеры инструментом ИСК из комплекта КИГК при
261
помощи канатной техники и извлекается цанговым инструмен-
том ИЦ из того же комплекта. Инструментами захватывают кла-
пан за головку 1.
Клапан в кармане фиксируется при помощи цанги 11, кото-
рая входит в специальную расточку кармана камеры и разжима-
ется в нем буртом корпуса 10, который входит в цангу при по-
садке.
При снятии клапана цанги освобождаются после среза штифта 12.
Клапан в кармане камеры герметизируется уплотнениями 2 и
262
Таблица 4.9.6
Технические характеристики ингибиторных клапанов КИНГ
Параметр	КИНГ-75-350	КИНГ-150-140
Рабочее давление, МПа Перепад давлений открытия клапана, МПа: миинимальный максимальный Диаметр проходного отверстия, мм	35 0,5 5,0 76	14 0,5 5,0 150
Рабочая среда	Нефть, газ, газоконденсат, пластовая вода (pH = 4,2...6,8) с содержанием механических примесей до 0,1 г/л	
Максимальная температура рабочей среды, К Габаритные размеры, мм: диаметр длина Масса, кг	373 125	. 395 14,5	373 220 475 45,0
8 таким образом, что ингибитор из затрубного пространства по-
ступает через перепускные отверстия камеры, отверстие во втулке
3 и клапан, состоящий из седла 4, шарика 5, штока би пружины 7.
При помощи втулки 9 клапан настраивается на определенное
давление открытия и, открываясь, перепускает ингибитор через
втулку 9 и наконечник 14 внутрь полости подъемных труб. Об-
ратный клапан 75 препятствует перетоку жидкости из полости
подъемных труб в затрубное пространство.
Ингибиторный клапан КИНГ (табл. 4.9.6; рис. 4.9.8) спуска-
ется в скважину на колонне подъемных труб. Ингибитор из зат-
рубного пространства через фильтр 8, надетый на корпус 9, по-
ступает через клапан, состоящий из седла 7, шарика 6 и пружи-
ны 5. Второй клапан (седло 3 и шарик 2) перепускает ингибитор
в подъемные трубы, но препятствует обратному перетоку, если
ингибитор не подается.
Давление открытия клапана регулируется усилием пружины
5 за счет необходимого числа съемных регулировочных шайб 4.
Система клапанов сдвоена и размещена диаметрально проти-
воположно в головке 7.
263
4.10.	КЛАПАНЫ-ОТСЕКАТЕЛИ И ЗАМКИ
Клапаны-отсекатели предназначены для перекрытия подъем-
ных труб скважин при разгерметизации устья или при отклоне-
нии режима работы скважины от заданных пределов.
Клапаны-отсекатели КАУ (табл. 4.10.1; рис. 4.10.1, а, б) уп-
равляются с устья скважины через специальную трубку, спущен-
ную совместно с ниппелем [16, 20].
Таблица 4.10.1
Технические характеристики клапанов КАУ
Параметр	КАУ-89-350	КАУ-73-500
Условный диаметр подъемных труб (ГОСТ 633), перекрываемых клапаном, мм	89	73
Рабочее давление, МПа	35	50
Диаметр проходного отверстия, мм	35	28
Максимальное давление в системе управления клапаном, МПа	40	40
Максимальная температура рабочей среды, К	373	373
Максимальная глубина установки клапана, м Габаритные размеры, мм:	200	200
диаметр	70	58
длина	1060	970
Масса, кг	18,2	12,5
Клапаны-отсекатели устанавливаются в посадочные ниппели
(рис. 4.10.2) 7 инструментами канатной техники и фиксируются
в ниппелях при помощи замков, размещенных в канавке 1.
Клапан-отсекатель в открытом виде с замком ЗК спускается
в скважину.
Замок, соединенный со спускным инструментом при помощи
канатной техники, фиксирует клапан-отсекатель в посадочном
ниппеле таким образом, что канал а (см. рис. 4.10.1) оказывается
у выхода трубки управления (см. рис. 4.10.2). Уплотнение клапа-
на в ниппеле достигается за счет манжет 2 и манжет на замке.
Запорным органом клапана-отсекателя КАУ является хлопуш-
ка 11, установленная на оси 13, закрепленной в кожухе 14. В
закрытом виде хлопушка поджимается к седлу 7(7 пружиной 12 и
давлением среды скважины. Хлопушка открывается толкателем 8,
соединенным с поршнем 4, удерживаемым в верхнем положе-
нии пружиной 5.
264
Рис. 4.10.1. Клапаны-отсекатели:
а — КАУ с хлопушкой; б — КАУ с шаром; в — КА; 1 — головка; 2 —
уплотнение; 3 — цилиндр; 4— поршень; 5, 12, 19— пружины; 6— пере-
водник; 7 — втулка; 8 — толкатель; 9 — корпус седла; 10 — седло; 11 —
хлопушка; 13 — ось; 14 — кожух; 75 — шар; 16 — коромысло; 17— штифт;
18 — втулка; 20 — кольца; 21 — дроссель; 22 — корпус клапана
Рис. 4.10.2. Ниппели:
а — для клапана-отсекателя
КАУ; б — для клапана-отсекате-
ля КА; в — для приемного кла-
пана; 1 — канавка для фиксации
замка; 2, 3, 8 — посадочные по-
верхности для уплотнительных
манжет; 4 — трубка управления;
5 — гайки; 6 — ниппель; 7 —
упор
При подаче давления через труб-
ку управления в канал а поршень 4
перемещается по цилиндру 3 вниз,
размыкая контакт между упором
переводника би втулкой 7, в резуль-
тате чего давление в полостях над и
под хлопушкой выравнивается.
Далее толкатель открывает хло-
пушку и, входя в кольцо 20, изо-
лирует рабочие поверхности хло-
пушки и седла от воздействия по-
тока. Перемещение поршня огра-
ничивается упором толкателя в
корпус 9.
Как только давление в трубке
управления будет сброшено или
при разгерметизации устья, пор-
шень под действием пружины 5
возвратится в верхнее положение
и толкатель освободит хлопушку,
которая захлопнется.
В клапане-отсекателе КАУ (см.
рис. 4.10.1, б) запорным органом
является шар 75, присоединенный
к седлу 10 двумя коромыслами 16.
Герметичность затвора обеспе-
чивается поджатием втулки 18 пру-
жиной 19 и давлением среды сква-
жины на шар.
Клапан открывается при пода-
че давления в канал а. При этом
поршень 4 движется до упора толкателя 5 в седло 10 и дальше
движется совместно с седлом, что приводит к повороту шара,
поскольку он связан штифтами 77с неподвижным кожухом 14.
Ход поршня ограничивается упором толкателя в корпус седла 9.
Клапаны-отсекатели КА и 1КА автоматически закрываются
при увеличении дебита скважины выше заданного предела. Глу-
бина их установки не связана с возможностями спуска управля-
ющей трубки.
266
Клапан-отсекатель КА (см. рис. 4.10.1, в) с уравнительным
клапаном, ввернутым в головку 7, спускается в скважину и зам-
ком 13К фиксируется и уплотняется в посадочном ниппеле.
В цилиндре 3 с переводником 6 установлен поршень 4, под-
пираемый пружиной 5, сила которой регулируется кольцами 20.
На конце поршня установлены сменный дроссель 21 и седло 10,
связанное коромыслом 16 с шаром 75. Шар в корпусе 22 уста-
новлен на эксцентричных штифтах 17.
При увеличении расхода через дроссель 21 выше расчетного
предела поршень с шаром перемещается вверх, сжимая пружину 5.
Благодаря кинематической связи седла 10, шара 75 и корпуса
22, шар поворачивается и закрывает проход клапана.
Технические характеристики клапанов представлены в табл. 4.10.2.
Таблица 4.10.2
Технические характеристики клапанов
Параметр	КА-68-350	КА-78-350	КА-140-140
Рабочее давление, МПа	35	35	14
Условный диаметр клапана, мм	68	78	140
Диаметр проходного отверстия, мм	38	48	90
Рабочая среда	Нефть, газ, газоконденсат,		
	пластовая вода (pH =		4,2.6,8)
	с содержанием механических		
	примесей до 0,1 г/л		
Температура рабочей среды, К, не более		373	
Габаритные размеры, мм:	67,5	77,5	138
диаметр	567	615	962
длина			
Масса, кг	9,5	12,2	20,5
В закрытом виде герметичность клапана обеспечивается дав-
лением среды на шар и силой пружины.
После выравнивания давления над и под шаром при помощи
уравнительного клапана клапан открывается за счет усилия
пружины 5, перемещающей поршень с шаром вниз. Настройка
клапана на заданный режим осуществляется сменными дросселя-
ми 21 и кольцами 20.
Клапан-отсекатель 1КА-60-350 (рис. 4.10.3) применяется в ус-
тановках для добычи нефти из морских скважин с подводным
расположением устья.
267
Клапан-отсекатель совместно с
замком, соединенным с клапаном
Рис. 4.10.3. Клапан-отсекатель
1 КА-60-350:
1 — головка, 2 — резиновые
манжеты, 3 — кольца,
4 — кожух, 5 — пружина,
6 — поршень, 7 — дроссель,
8 — золотник, 9 — заглушка
через шарнирное соединение, комп-
лектом инструментов ИСП-50-350
устанавливается в скважинной каме-
ре НК и уплотняется в ней резино-
выми манжетами 2.
При повышении скорости потока
продукции через дроссель 7 сверх рас-
четного поршень 6 перемещается
вверх, сжимая пружину 5. При этом
отверстия в золотнике 8 перекрыва-
ются кожухом 4, отсекая пласт.
Клапан открывается при повыше-
нии давления выше пластового в тру-
бах за счет пружины 5.
Уравнительный клапан КУМ
(табл. 4.10.3; рис. 4.10.4) устанавли-
вается на клапане-отсекателе КА. В
верхний конец клапана вворачивает-
ся замок, при помощи которого вся
сборка фиксируется в посадочном
ниппеле.
Уплотнение замка герметизирует
кольцевое пространство между нип-
пелем и клапаном-отсекателем.
При закрытии клапана-отсекателя
он может быть поднят после вырав-
нивания давления над и под ним, что
выполняет клапан КУМ.
Рис. 4.10.4. Уравнительный клапан КУМ:
1 — корпус, 2 — уплотнение, 3 — цанга
268
Таблица 4.10.3
Технические характеристики
Параметр	КУМ-30- 350	КУМ-40- 350	КУМ-80- 140
Рабочее давление, МПа	35	35	14
Диаметр проходного отверстия, мм Условный диаметр подъемной колонны труб (ГОСТ 633—80), в которые	30	40	80
спускается клапан, мм	89	114	168
Рабочая среда	Нефть, газ, газоконденсат,		
	пластовая вода (pH =		4,2.. 6,8)
	с содержанием механических		
	примесей до 0,1 г/л		
Температура рабочей среды, К, не более		373	
Габаритные размеры, мм			
диаметр	65	76	134
длина	204	188	235
Масса, кг	3,22	3,74	12,8
Для этого в скважину спускается инструмент из комплекта
ИКПГ с вилкой на конце.
Технические характеристики инструмента
Условный диаметр колонны подъемных труб
(ГОСТ 633), мм....................................60
Рабочее давление, МПа.............................35
Наружный уплотняемый диаметр, мм..................46
Максимальный диаметр прохода, мм..................20
Рабочая среда..................................нефть
с содержанием парафина до 20%,
метана 85...90% и пластовая вода
Температура рабочей среды, К.....................393
Габаритные размеры, мм:
диаметр..........................................47
длина..........................................318
Масса, кг........................................2,8
Вилка отжимает вниз цангу 3, и отверстие а, уплотненное
ранее кольцами 2, открывается и дает доступ из пространства
под клапаном-отсекателем в подъемные трубы выше замка.
269
Замки 13К и ЗНЦВ предназначены для фиксации клапанов-
отсекателей, уравнительных клапанов и глухих пробок в местах
их посадки в скважинном оборудовании.
Замок (рис. 4.10.5) с клапаном-отсекателем или глухой проб-
кой спускается в посадочный ниппель скважинного оборудова-
ния на спускном инструменте из комплекта ИКПГ, установлен-
ном внутри муфты 1 на срезном винте 2.
Основные размеры посадочных ниппелей даны в табл. 4.10.4.
Фиксирующим органом замков 13К и ЗНЦВ служит цанга 3,
головки перьев которой должны войти и зафиксироваться в ра-
сточке ниппеля.
Для того чтобы цанга прошла через суженную часть ниппеля,
спускным инструментом при помощи ясса отжимается втулка 4
Таблица 4.10.4
Основные параметры посадочных ниппелей
Параметр	КАУ- 89- 500	К,ХУ- 73- 500	КАУ- 73- 350	КАУ- 89- 350	КАУ- 114- 350
Рабочее давление, МПа	35	50	35	35	35
Диаметр проходного отверстия, мм	70	58	70	70	80
Диаметр канавки для цанги замка, мм	78	68	78	90	90
Диаметр расточки под уплотнение, мм	70	58	70	70	80
Габаритные размеры, мм диаметр длина Масса, кг	136 950 22,0	112,0 680 14,5	114 446 75	114 446 13,8	114 446 13, 5
Рис. 4.10.5. Замок:
1 — ловильная муфта, 2 — срезной винт, 3 — цанга, 4 —
втулка, 5 — пружина, 6 — уплотнение, 7 — гайка
270
и перья цанги сжимаются. Как только головка цанги войдет в
расточку ниппеля, спускной инструмент приподнимается, и пру-
жина 5 возвращает втулку 4 в исходное положение, фиксируя
цангу в разжатом положении в канавке ниппеля. Спускной ин-
струмент освобождается от замка после среза винта 2.
Извлекают замок инструментом для подъема из того же ком-
плекта ИКПГ при помощи канатной техники. При этом лепес-
тки цанги освобождаются отжатием втулки 4.
Замок ЗНКВБ-46-35 (рис. 4.10.6) служит для установки кла-
панов-отсекателей, газлифтных и циркуляционных клапанов,
пробок и др. в скважинных камерах типа НК в морских сква-
жинах.
Замок соединяется со спускным инструментом из комплекта
закачиваемого инструмента типа ИСП четырьмя винтами 2.
Спускной инструмент при этом толкает втулку 3 замка вниз,
сжимая пружину 5. Как только втулка попадает под захваты 4
расточкой меньшего диаметра, захваты войдут внутрь шейки 7,
что позволит замку пройти через сужения камеры.
Рис. 4.10.6. Замок ЗНКВБ-46-35
Спускной инструмент освобождается после среза винтов 2,
при этом освобождается от сжатия втулка 3 и пружина 5 воз-
вращает ее в исходное положение. Захваты 4 при этом натяги-
ваются на больший размер втулки, разжимаются радиально и
фиксируют замок в расточке скважинной камеры или ниппе-
ля [20].
Технические характеристики замков приведены в табл. 4.10.5
271
Таблица 4.10.5
Основные параметры замков
Параметр	13К-65- 350	13К- 70-350	знцв -52-50	ЗНЦВ -58-50	13К-140- 140-В	ЗНКВБ-46-35
Наружный диаметр уплотнительных манжет, мм	65	70	52	58	14		
Рабочее давление, МПа	35	35	50	50	14	35
Диаметр проходного отверстия, мм	35	35	25	28	90	14
Диаметр ловильной шейки, мм: наружный внутренний	62 50,5	73 50,5	57 38,0	60 38,0	145 113,0	46 29
Условный диаметр подъемных труб, мм: ГОСТ 633-80 ГОСТ 632-80	89	89	73	73	168	60
Рабочая среда	Нефть, газ, газоконденсат, пластовая вода (pH = 4,2...6,8) примесей по 0,1 г/л					Нефть с содержанием парафина до 20%, метана 85...90%, пластовая вода
Габаритные размеры, мм: диаметр длина Масса, кг	73 570 10,5	74,5 570 11,5	57,0 540 5,9	65 550 6,7	148 665 21,0	49 227 2,0
272
4.11.	РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ КОЛОННЫ РК
Разъединитель предназначен для соединения колонны подъем-
ных труб с пакером и их разъединения в фонтанных и газлифт-
ных скважинах.
Перед отсоединением колонны подъемных труб от пакера
для изоляции пласта в шейку в разъединителя исполнения 1
(рис. 4.11.1, а) с помощью спускного инструмента из комплекта
инструментов ИКПГ канатной техникой устанавливается глухая
пробка с замком. Головки перьев цанги замка фиксируются в
канавке а штока 3.
Разъединитель отсоединяют толкателем канатной техники из
того же комплекта ИКПГ, зацепляемым с шейкой верхней цан-
ги 2. При отсоединении шток 3 должен находиться в положе-
нии, при котором его бурт б упирается в бурт центратора 5, а
перья цанги 2 (см. рис. 4.11.1, а) оказываются у расточки цилин-
дра 1. Это позволяет им выйти из зацепления со штоком и сво-
бодно подниматься совместно с цилиндром при подъеме колон-
ны труб. При дальнейшем подъеме колонны труб нижняя цанга 6
выйдет из зацепления с центратором 5 и останется в скважине
со штоком и посаженной в него глухой пробкой, что обеспечит
перекрытие пласта.
Соединение разъединителя осуществляется толкателем цир-
куляционного клапана в обратном порядке.
Герметичность соединения штока и цилиндра в рабочем по-
ложении в скважине обеспечивается уплотнением 4.
Глухая пробка после соединения разъединителя извлекается
подъемным инструментом из комплекта ИКПГ.
Разъединитель исполнения 2 (см. рис. 4.11.1, б) отличается
конструкцией верхнего фиксирующего механизма и креплением
нижней замковой цанги.
Извлекаемой частью разъединителя является цилиндр I, со-
единенный с упором 10, цангодержателем 11, цангой 6 и цент-
ратором 5.
Совместно с ними извлекаются гильза 8 и кулачки 9, поме-
щенные в упоре 10.
Для разблокировки кулачков 9 гильза 8 с помощью толка-
теля из комплекта инструментов ИКПГ перемещается вверх,
пока фиксатор 7 не попадет в канавку а цилиндра. В этом
18 Ивановский
273
положении кулачки 9
попадают в канавку в и
освобождают шток 3.
При дальнейшем подъе-
ме цилиндра цанга 6 уто-
пает в окне цангодержа-
теля 11 и освобождает
шток 3 от зацепления с
извлекаемой частью
разъединителя.
Разъединитель соеди-
няют толкателем в обрат-
ной последовательности.
При этом фиксатор 7
должен находиться в ка-
навке а.
Рис. 4.11.1.
Разъединитель колонны РК:
а — исполнение 1,
б — исполнение 2
274
4.12.	ТЕЛЕСКОПИЧЕСКИЕ СОЕДИНЕНИЯ
Телескопическое соединение предназначено для компенса-
ции температурных изменений длины колонны подъемных труб
в скважинах.
Телескопическое соединение СТ (рис. 4.12.1, а) состоит из
штока 3, перемещающегося в цилиндре 1 и уплотненного в нем
набором манжет 2 В двух продольных пазах штока 3 и гайки 5,
соединенной с цилиндром, установлены шпонки 4, позволяю-
щие передавать вращение от цилиндра к штоку.
В скважину соединение спускается в раскрытом положении,
и при удлинении колонны подъемных труб шток 3 двигается
внутрь цилиндра 1, компенсируя удлинение.
Рис. 4.12.1. Телескопические соединения:
а - СТ, б - СТ2
Телескопическое соединение СТ2 (см рис. 4 12.1, б), кроме
компенсации и температурных удлинений колонны подъемных
труб, предназначено для снятия натяжения колонны, возникаю-
щего при посадке пакера.
Шток 3 герметизируется в цилиндре 1 набором манжет 2.
275
Технические характеристики соединений приведены в табл.
4.12.1 [16, 20].
Таблица 4.12.1
Технические характеристики телескопических соединений
Параметр	СТ-75-350	СТ-90-350	СТ-150-140
Рабочее давление, МПа Диаметр проходного отверстия, мм	35 75	35 89	14 150
Длина хода штока, мм Рабочая среда	750 Нефть, пластовая вода (pH = 4,2.. 6,8) с содержанием механических примесей до 0,1 г/л		
Максимальная температура рабочей среды, К	423		373
Габаритные размеры, мм: диаметр длина Масса, кг	125 1260 50	136 1300 64	205 1405 98
Внутри штока установлена гильза Р, которая с помощью фик-
сатора 8 и кулачков б удерживает шток в положении, заблоки-
рованном с цилиндром (положение, приведенное на рис. 4.12.1).
Соединение спускается в скважину в заблокированном со-
стоянии, и после посадки пакера для снятия натяжения колон-
ны подъемных труб должно быть разблокировано перемещени-
ем гильзы 9 вверх. При этом фиксатор 8 попадает в канавку а,
а кулачки 6 — в расточку ф в которой они утопают. В результате
шток 3 и цилиндр 1 освобождаются от зацепления и способны
перемещаться друг относительно друга и компенсировать удли-
нение и укорочение колонны подъемных труб.
Разблокировка осуществляется толкателем циркуляционного
клапана из комплекта инструментов ИКПГ при помощи канат-
ной техники.
Для передачи крутящего момента при разгрузке колонны
подъемных труб наконечник гильзы зацепляется за шлицы в вер-
хней канавке а при подъеме колонны.
Технические характеристики соединений представлены в
табл. 4.12.2.	>
276 -
Таблица 4.12.2
Технические характеристики соединений
Параметр	СТ2-89-350	СТ2-72-70
Рабочее давление, МПа Диаметр проходного отверстия, мм Длина хода, мм при укорочении при удлинении Рабочая среда Максимальная температура рабочей среды, К Габаритные размеры, мм' диаметр длина Масса, кг	35 89 500 1000 Нефть, пластовая в с Содержанием меха ,	до 0 3’ 136 3648 103	70 72 500 2000 ода (pH = 4,2.6,8) нических примесей 1 г/л п 136 5474 154
4.13. ПРИЕМНЫЙ КЛАПАН И ГЛУХАЯ ПРОБКА
Клапан КПП (рис. 4.13.1) предназначен для временного пере-
крытия прохода колонны подъемных труб в период посадки па-
кера, а также при проведении технологических операций выше
пакера (промывки надпакерной зоны, очистки от парафина и т.д.).
Приемный клапан при помощи набора инструментов канат-
ной техники устанавливается в ниппеле, спускаемом в скважину
в составе скважинного оборудования.
Клапан состоит из седла 6, уплотняемого в кожухе 3 кольца-
ми 7, корпуса 9 и набора манжет 8, которыми клапан уплотняет-
ся в ниппеле. На седле 6 располагается шарик 5.
В процессе посадки пакера давление в трубах прижимает
шарик 5 к седлу 6 и перекрывает проход.
Клапан извлекают набором инструментов канатной техники.
Ударом ясса вверх срезают штифт 2, и кожух 3 движется до упо-
ра в головку штока 1. При этом открывается отверстие а и дав-
ление над и под шариком уравнивается, обеспечивая легкость
извлечения клапана.
277
Рис. 4.13.1. Приемный
клапан КПП
Глухая пробка П (рис. 4.13.2) предназ-
начена для перекрытия канала подъемных
труб при ремонте и профилактике сква-
жинного оборудования.
Пробка, корпус 2 которой соединен с
замком, спускается в скважину на спус-
кном инструменте с помощью канатной
техники.
Замок соединяется со спускным инст-
рументом четырьмя винтами, а со што-
ком пробки двумя винтами, которые мо-
гут скользить в пазах а штока. В корпусе
2 предусмотрено отверстие б для вырав-
нивания давления над и под пробкой при
установке и извлечении ее. Отверстие пе-
рекрывается цангой 4, соединенной со
штоком. Корпус цанги уплотняется в кор-
пусе пробки кольцами 3. В качестве на-
ружного уплотнения пробки в месте по-
садки служат манжеты замка.
Технические характеристики приемных
клапанов приведены в табл. 4.13.1.
Пробка спускается в открытом поло-
жении.
Рис. 4.13.2. Глухая пробка П
278
Таблица 4.13.1
Технические характеристики
приемных клапанов
Параметр	КПП-60	КПП-73	КПП-89
Рабочее давление, МПа	35	50	35
Наружный диаметр уплотнительных манжет, мм	38	48	58
Диаметр бурта для захвата ловильным инструментом, мм Габаритные размеры, мм:	35	35	35
диаметр	38	48	58
длина	310	326	335
Масса, кг	1,5	2,2	3,0
При подъеме спускного инструмента шток 1 пробки, переме-
щаясь с цангой 4 вверх, перекрывает перепускное отверстие б,
после чего срезаются два винта, соединяющие шток со спуск-
ным инструментом, а затем винты, соединяющие спускной ин-
струмент с замком, и спускной инструмент извлекается.
Перед извлечением пробки ударами ясса вниз спускной ин-
струмент перемещает шток 1 вниз, открывая перепускное отвер-
стие. После выравнивания давления пробка извлекается инстру-
ментом подъема замка.
Технические характеристики представлены в табл. 4.13.2.
.	Таблица 4.13.2
Технические характеристики
Параметр	П-73-50	П-89-35	П-114-35
Рабочее давление, МПа	50	35	35
Условный диаметр подъемных труб, в которых работает пробка, мм	73	89	114
Габаритные размеры, мм:			
диаметр	51	64	76
длина	735	760	769
Масса, кг	3,1	7,8	8,6
279
4.14. УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
Условия эксплуатации газлифтных скважин требуют герме-
тизации и разобщения межтрубного пространства, подвески од-
ного или нескольких рядов насосно-компрессорных труб, рас-
положенных в скважине концентрично, параллельно или ком-
бинированно. Эти требования выполняются при установке на
устье скважины специальной арматуры.
Одним из основных требований к конструкции газлифтной
устьевой арматуры является обеспечение минимальных местных
гидравлических сопротивлений. Для этого необходимо приме-
нять арматуру, где нет резких изменений направления потока,
что особенно важно для скважин с низкими дебитами и рабочи-
ми давлениями. Как известно, дебит газлифтной скважины в
значительной степени зависит от устьевого давления, повыше-
ние которого приводит к соответствующему возрастанию забой-
ного давления и уменьшению притока из пласта.
Устьевое оборудование фонтанных скважин в основном удов-
летворяет приведенным требованиям, за исключением некото-
рых, связанных со спецификой газлифтного способа эксплуата-
ции скважин. Поэтому обычно устье газлифтных скважин обо-
рудуется фонтанной арматурой.
В соответствии с ГОСТ 13846 отечественные заводы выпуска-
ют фонтанные арматуры на давление от 7 до 70 МПа с диаметром
прохода стволовой части елки от 50 до 150 мм, из которых для
оборудования устья газлифтных скважин применяются рассчи-
танные на рабочее давление (по ряду) 7, 14, 21, 35 МПа и с услов-
ным диаметром прохода стволовой елки 50, 65, 80, 100 мм [18].
4.15. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ КАНАТНЫХ РАБОТ
В ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЕ
Конструкция современного оборудования, применяемого при
газлифтной эксплуатации скважин, предусматривает выполнение
комплекса работ внутри скважины специальной канатной техни-
кой. К таким операциям относятся установка и извлечение газ-
лифтных клапанов и обратных клапанов, глухих пробок, забойных
штуцеров, заглушек, а также глубинных приборов для исследова-
280
ния скважин; открытие и закрытие циркуляционного клапана для
замены жидкости в скважине, в которой установлен пакер; очист-
ка подъемных труб от парафина, чистка песчаных пробок, рас-
правление смятых участков колонны труб, ловильные работы.
Все указанные операции проводятся непосредственно в сква-
жине без подъема насосно-компрессорных труб, без глушения и
последующего освоения скважины [16, 20].
Весь комплекс канатной техники состоит из канатного инст-
румента 1, оборудования устья 2 и лебедки с гидроприводом 3
(рис. 4.15.1).
Инструмент для канатных работ
Канатный инструмент — это набор инструментов и принад-
лежностей для различных операций, проводимых непосредствен-
но в скважине и спускаемых в нее на проволоке или канате. Все
эти инструменты можно разделить на следующие категории:
•	стандартный канатный набор для создания ударов вверх и
вниз (механический и гидравлический яссы, грузоштанги, шар-
ниры, замки);
•	инструмент для установки и извлечения клапанов всех
видов, оснащенных замком (отклонитель для работ в скважин-
ных камерах, спускной и подъемный инструмент и др.);
•	инструменты специального назначения (оправка, скребок,
печать, ловильный инструмент, инструмент для открытия — зак-
рытия циркуляционного клапана, желонка для песка и др.).
Ниже описываются конструкция, назначение и принцип дей-
ствия основного набора инструментов для канатных работ в сква-
жине.
Стандартный набор канатных инструментов включает замок
для проволоки, грузовые штанги, шарнир, гидравлический и
механический яссы.
Замок для проволоки ЗП (рис. 4.15.2) предназначен для соеди-
нения проволоки с инструментами, стукаемыми в скважину. Он
состоит из корпуса 1, внутри которого размещен ролик 4, соеди-
ненный с пропущенной через отверстие в верхнем конце корпуса
проволокой. Между роликом и торцом внутренней расточки корпу-
са помещена пружина 2 для смягчения ударов и предохранения про-
волоки от обрыва при резком ее натяжении (например, при восхо-
281
Рис. 4.15.1. Принципиальная схема компоновки канатного оборудования
/ для выгюлнения комплекса внутрискважинных операций
Рис. 4.15.2. Замок для проволоки
дящем действии механического ясса) Опорой для
нижнего конца пружины служит шайба 3.
Для соединения проволоки с замком свобод-
ный ее конец пропускают последовательно че-
рез отверстие в верхнем конце корпуса, пружи-
ну, шайбу и наматывают на ролик два витка, а
на стержень проволоки — 12 витков. Затем,
вытаскивая проволоку из корпуса, помещают
ролик у пружину с шайбой в корпус.
Устройство 1УЗП обеспечивает жесткое зак-
репление проволоки. В нем свободный конец
проволоки пропускается через корпус втулки,
оборачивается вокруг канавки конуса и выво-
дится через корпус. Конус втягивается во втул-
ку, после чего наматывается несколько витков
проволоки на стержень.
Для многожильного скрученного каната при-
меняются специальные замки.
Грузовая штанга (табл. 4.15.1) обеспечивает необходимый вес
для преодоления трения и вязкости скважинной жидкости при
Таблица 4 15 1
Основные параметры грузовых штанг
Параметры	ШГр- 526	1ШГр -526	ШГр- 600	1ШГр- 600	ШГр- 900	1ШГр -900	ШГр- 1500	ППГр -1500
Масса, кг	3,7	7,4	5,2	8,4	8,5	12,7	14,0	21,0
Диаметр бурта для захвата ловильным инструментом, мм	35	45	35	45	35	45	35	45
Присоединительная резьба по (ГОСТ 13877-80Е) муфтового конца ниппельного конца	МШГ16 ШГ16							
Габаритные размеры, мм диаметр длина	38	48	38	48	38	48	38	48
	526		600		900		1500	
283
спуске инструмента и проволоки (каната), а также обеспечивает
необходимый вес во время ударных операций с помощью яссов.
В зависимости от требуемого веса инструмента, подвешиваемо-
го на проволоке, в комплекте предусмотрены штанги разной
длины.
Шарнирное соединение (табл. 4.15 2; рис. 4.15.3) предназна-
чено для углового смещения колонны спускаемых инструментов
и состоит из шаровой головки муфты 2, закатанной в сферичес-
ком гнезде головки 1. Для соединения с инструментом оно снаб-
жено соответствующей резьбой.
В шарнирном соединении 1Ш16 стержень с шаровой голов-
кой вставлен в гнездо, закреплен штоком и зафиксирован штиф-
том. Конструкция позволяет регулировать величину зазора меж-
ду шаровой головкой и сферическим гнездом для нее.
Шарнирное соединение обычно устанавливают между яссом
и инструментом.
При значительной длине колонны инструментов необходимо
несколько шарнирных соединений.
Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые
приводятся в действие натяжением проволоки (каната). Их при-
меняют вместе с грузовыми штангами, которые всегда устанав-
ливают непосредственно над яссами. Яссы предназначены для
создания динамических ударов.
Таблица 4 15 2
Технические характеристики шарнирных соединений
Параметр	Ш16	1Ш16
Условный диаметр подъемных труб (ГОСТ 633—80),	60, 73 и 89	
в которых работает шарнир, мм Угол поворота, обеспечиваемый шарниром, рад	0,26	
Присоединительная резьба (ГОСТ 13877—80Е) муфтовых концов	МШГ16	
ниппельных концов	ШГ16	
Диаметр бурта для захвата ловильным инструментом,	35	
ММ Габаритные размеры, мм	38	
диаметр длина	192	260
Масса, кг	4,9	5,5
284
Рис. 4.15.3. Шарнирное соединение
Гидравлический ясс ЯСГ (рис. 4.15.4) для создания ударного
импульса вверх срабатывает автоматически. Он состоит из кор-
пуса 5, выполненного в виде цилиндра с различными внутрен-
ними диаметрами. Нижняя часть цилиндра имеет меньший диа-
метр, в ней помещен плунжер 10 с обратным клапаном 4. Шток
плунжера проходит через верхний упор 8 и гайку 9. Соединение
корпуса с верхним упором уплотнено кольцом 6. Место выхода
штока из верхнего упора герметизируется уплотнительным эле-
ментом 7. Шток через головку 11 соединяется с проволокой.
Полость б над плунжером заполнена жидкостью. Нижний конец
корпуса 5 заканчивается переводником 7, к которому присоеди-
няется шток механического ясса. Между плунжером 10 и пере-
водником 1 в цилиндре помещен плавающий поршень 3 с уп-
лотнением 2. Полость а под плавающим поршнем через окна
Рис. 4.15.4. Гидравлический ясс
285
сообщается с колонной насосно-компрессорных труб. Ударный
импульс вверх создается яссом следующим образом. При натя-
жении проволоки плунжер начинает медленно перемещаться
вверх. Жидкость из полости б через зазор между цилиндром и
плунжером начинает перетекать в полость под плунжером. Ког-
да плунжер достигает участка цилиндра диаметром большим, чем
диаметр плунжера, скорость его резко возрастает. Плунжер вер-
хней торцовой поверхностью ударяет в верхний упор. Действие
удара плунжера через корпус 5 и переводник 1 передается на
устройства, присоединенные к гидравлическому яссу.
По мере перетекания жидкости объемы полости б над плун-
жером и полости в под плунжером меняются. Плавающий пор-
шень 3 служит для выравнивания их.
Вниз плунжер движется под действием веса грузовых штанг,
при этом обратный клапан в плунжере открывается и жидкость
из нижней полости цилиндра перетекает в верхнюю. Затем цикл
работы ясса повторяется.
Технические характеристики
Условный диаметр подъемных труб,
в которых работает ясс, мм....................60,	73 и 89
Ход поршня, мм......................................220
Диаметр бурта для захвата ловильным инструментом, мм..35
Рабочий агент при температуре окружающей среды, К:
менее 293...................................Масло ИС-45
более 293 ...............................Масло МС-20
Температура окружающей среды, К, не более...........373
Присоединительная резьба (ГОСТ 13877):
муфтового конца.................................МШГ16
ниппельного конца...............................ШГ16
Габаритные размеры, мм:
диаметр............................................39
длина............................................685
Масса, кг..........................................13,2
Механический ясс ЯСМ (табл. 4.15.3; рис. 4.15.5) предназна-
чен для создания ударного импульса вверх и вниз. Он состоит из
кожуха 3 с разгрузочными отверстиями для перетекания жидко-
286
сти с целью снижения гидравлического сопротивления при ра-
боте ясса, поршня 2, верхнего 1 и нижнего 6 упоров, головки 4 и
штифта 5 для предотвращения самоотвинчивания резьбового
соединения поршня с головкой.
Рис. 4.15.5. Механический ясс
При полном растягивании ясса заплечик на нижнем конце
внутренней стороны корпуса упирается в верхний упор. При
полном закрытом положении нижний конец корпуса упирается
в нижний упор. Чтобы нанести удар вверх, колонну инструмен-
тов спускают на расстояние, немного меньшее полного хода ясса,
который равен 500 мм, затем быстро поднимают проволоку или
канат с помощью лебедки. Для удара вниз медленно поднимают
проволоку или канат на расстояние, немного меньшее полной
длины хода ясса, и затем спускают с максимальной скоростью.
При малых глубинах скважин операции по встряхиванию часто
проводят без использования подъемника, т.е. ручным способом.
Ясс 1ЯСМ состоит из двух вилок, вставленных крестообраз-
но одна в другую.
Таблица 4.15.3
Технические характеристики
Параметр	ЯСМ-500	1ЯСМ
Условный диаметр подъемных труб	60, 73 и 89	
по ГОСТ 633—80, в которых работает ясс, мм		
Ход поршня, мм	500	
Присоединительная резьба (ГОСТ 13877—80Е):	МШГ16	
муфтового конца	ШГ16	
ниппельного конца		
Габаритные размеры, мм:		
диаметр	38	
длина	810	1185
Масса, кг	6,2	7,8
287
Вилки могут скользить одна вдоль другой до упора друг в
друга. Принцип работы ясса 1ЯСМ такой же, как и ясса ЯСМ.
Для установки газлифтного клапана с
помощью инструмента, спускаемого на про-
волоке, к стандартному набору инструмен-
тов присоединяют специальный рычажный
отклонитель, спускной или подъемный ин-
струмент.
Отклонитель рычажный ОР (табл. 4.15.4;
рис. 4.15.6) предназначен для смещения газ-
лифтного (циркуляционного или глухого)
клапана в направлении кармана эксцентрич-
ной скважинной камеры и его установки.
Он состоит из стержня 1, подвижных гильз
верхней 3 и нижней 5, к которым шарнир-
но присоединены подпружиненные двухпле-
Таблица 4.15.4
Технические характеристики
отклонителей рычажных
Параметр	ОР-60/73	ОР-89
Условный диаметр подъемных труб, в которых работает отклонитель, мм	60 и 73	89
Угол поворота, рад Диаметр бурта для захвата ловильным инструментом, мм Присоединительная резьба (ГОСТ 13877-80Е):	0,09 35	
муфтового конца	МШГ16	
ниппельного конца Габаритные размеры, мм:	шг	16
диаметр (при открытых	115	115
рычагах)	787	500
длина Масса, кг	4,8	3,5
Рис. 4.15.6. Отклонитель рычажный
288
чие рычаги 4. В сложенном положении рычаги 4 расположены
вдоль стержня и не препятствуют движению набора инструмен-
тов в свободном проходе скважинной камеры. При этом поло-
жении пользы 3 и 5 и рычаги 4 находятся в верхнем положении
на стерж|Яе, где они стопорятся приливом 2. После спуска инст-
румента до глубины расположения скважинной камеры произ-
водят его । «встряхивание». При этом верхняя гильза 3 соскальзы-
вает с прилива 2 и вместе с рычагами 4 и нижней гильзой 5
перемешается вниз до упора. Рычаги 4 раскрываются под дей-
ствием гружины 6 и отклонитель разворачивается в плоскости
большой! оси эллипсообразного поперечного сечения скважин-
ной камеры и направляет клапан и инструмент для съема или
посадки tклапана в карман.
Посде извлечения отклонителя его подготавливают к следу-
ющему српуску. Для этого необходимо вставить отвертку в про-
резь нижней гильзы и переместить сложенные рычаги в верхнее
положение.
Консольный отклонитель ОК (табл. 4.15.5; рис. 4.15.7) имеет
то же назначение, что и отклонитель рычажный, но применяет-
ся в сил.ьно искривленных скважинах. Надежность проведения
операцией в скважинах при помощи консольного отклонителя
обеспечивается применением скважинных камер с направляю-
щими втулками.
Таблица 4.15.5
Технические характеристики
отклонителей консольных
Параметр	ОК-73	ОК-89
Условный, диаметр колонны подъемных труб, ГОСТ 633 —80, в которых работает отклонитель, мм	73	89
Угол пово[ рота, рад Диаметр Оу рта для захвата ловильным инструментом, мм Присоеди1||<ительная резьба (ГОСТ 13877-80Е): муфтового конца ниппельного конца	0,12 35 МШГ16 ШГ16	
Габаритш.ыс размеры, мм. диаме^Р (по выступу защелки с плитой) длина Масса, кг	65,0 1000 12,0	78,5 1000 16,7
•9 Ивановскими
289
Рис. 4.15.7. Консольный отклонитель
Консольный отклонитель ОК состоит из переводника 2, за-
щелки 7, стержня 3, рычага 6, штифтов 7, 77, ограничителя 8,
фиксатора 5, толкателя 4, пружины 10, опоры 9, рычага мало-
го 12.
Посредством переводника 2 консольный отклонитель присо-
единяется к комплекту стандартного набора инструментов. Ин-
струменты спускаются на проволоке или канате в скважину.
Глубина спуска инструмента контролируется на поверхности
специальным прибором. На глубине расположения скважинной
камеры, в которой необходимо установить (извлечь) газлифт-
ный клапан или другой скважинный инструмент, консольный
отклонитель необходимо привести в действие. Для этого отклони-
тель совместно с инструментом пропускают через скважинную
камеру, а затем начинают поднимать. При подъеме защелка 7
отклонителя попадает в паз направляющей втулки скважинной
камеры. Упираясь в паз, защелка 7 толкает стержень 3, который
нижним концом воздействует на рычаг 6, поворачивая его вок-
руг штифта 7. Рычаг 6 отклоняется на некоторый угол до упора в
ограничитель б. Одновременно фиксатор 5 под воздействием тол-
кателя 4 срабатывает и фиксирует положение рычага 6. Под дей-
ствием пружины 10 в опоре 9 рычаг малый 72 поворачивается
вокруг штифта 7 7. Затем осуществляется спуск инструмента. При
этом рычаг малый 72 отклонителя вместе с посадочным (съем-
ным) инструментом оказывается направленным в карман сква-
жинной камеры.
290
После осуществления планируемой операции приступают к
извлечению инструмента и отклонителя на поверхность. При
прохождении скважинной камеры защелка 1 вновь попадает в
паз ее направляющей втулки, ударным воздействием с поверх-
ности срезаются удерживающие ее штифты, и она утапливается
в корпусе, что позволяет извлечь отклонитель из скважинной
камеры.
Спускной инструмент ИСК (табл. 4.15.6; рис. 4.15.8) пред-
назначен для спуска в скважину газлифтных клапанов. В кожухе
просверлено по касательной два отверстия, в которые вставля-
ются срезные латунные штифты 4. С их помощью спускаемое
устройство фиксируется в кожухе спускного инструмента. Пос-
ле посадки их в скважинной камере или ниппеле латунные штиф-
ты срезаются за счет удара, производимого яссом вверх, и спус-
кной инструмент извлекается на поверхность.
Технические характеристики
спускного инструмента
Таблица 4.15.6
Параметр	ИСК-22 |	ИСК-35
Условный диаметр подъемных труб (ГОСТ 633—80), в которых работает инструмент, мм	60, 73	и 89
Диаметр бурта для захвата ловильным инструментом, мм	30	35
Присоединительная резьба (ГОСТ 13877-80Е) Габаритные размеры, мм	ШГ16	
диаметр	30	45
длина	116	310
Масса, кг	0,4	1,7
12 3
6 5	4
Рис. 4.15.8. Инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК-22:
1 — корпус; 2 — стабилизатор, 3 — винт,
4, 6 — штифт; 5 — трубчатый штифт
291
Инструмент ИС (табл. 4.15.7) предназначен для спуска и ус-
тановки в месте посадки скважинного оборудования (клапанов-
отсекателей, глухих пробок и т.п.) с замками типов I3K и ЗНЦВ.
Инструмент входит в комплект инструмента ИКПГ.
Таблица 4.15.7
Технические характеристики
Параметр	ИС-73	ИС-89	ИС-114
Условный диаметр колонны подъемных труб (ГОСТ 633—80), в которых работает инструмент, мм	73	89	114
Габаритные размеры, мм:	37,5	49,5	59,5
диаметр	382	488	493
длина Масса, кг	1,7	3,5	6,1
Инструмент ИС состоит из корпуса, на котором свободно
двигается втулка, имеющая канавку, в которую входят срезные
винты замка, соединяющие инструмент с замком.
При ударах вниз о корпус, создаваемых яссом, корпус отжи-
мает втулку замка, благодаря чему собираются лепестки цанги
замка отсекателя, и он проходит через сужение ниппеля.
Для фиксации замка спускной инструмент приподнимается,
его корпус освобождает втулку замка и лепестки цанги, замок
раскрывается в расточке посадочного ниппеля.
Спускной инструмент освобождается от замка при срезе вин-
тов, входящих в канавку втулки ударами ясса вверх.
Подъемный инструмент ИЦ (табл. 4.15.8; рис. 4.15.9) предназна-
чен для захвата и извлечения газлифтных клапанов и т.д., зафикси-
рованных в посадочном кармане скважинной камеры или ниппеле.
Инструмент состоит из цангового зажима 9, размещенного в
окнах корпуса 10. Цанговый зажим отжимается вниз пружиной 7,
вверх пружиной 4. Перемещению цанги с сердечником 5 вверх
препятствует поперечный штифт, фиксирующий сердечник 5
относительно корпуса 10.
Инструмент подъема ИПЗ (табл. 4.15.9; рис. 4.5.10) служит
для подъема зафиксированного в ниппеле клапана-отсекателя.
Он предназначен для извлечения из колонны подъемных труб
оборудования с замками типов 13К, ЗНЦВ и ЗНЦВ1.
292
Рис. 4.15.9. Подъемный инструмент ИЦ:
1 — переводник; 2 — колпачок; 3 — винт; 4 — пружина; 5 — сердечник;
6 — штифт; 7 — пружина захвата; 8 — ограничитель; 9 — цанга; 10 —
корпус
Таблица 4.15.8
Технические характеристики подъемных инструментов
Параметр	ИЦ-22	ИЦ-30	ИЦ-35 (ИЦГ-35; ИЦК-35)
Условный диаметр подъемных труб (ГОСТ 633—80), в которых работает инструмент, мм Диаметр головки скважинного оборудования для захвата инструментом, мм Диаметр бурта для захвата ловильным инструментом, мм Присоединительная резьба (ГОСТ 13877-80Е)	60, 73 и 89		
	22 30	30 30	34,5 35
	ШГ16		
Габаритные размеры, мм: диаметр длина Масса, кг	32 35,7 1,3	36,5 362 1,8	47,5 372 3,1
Рис. 4.5.10. Подъемный инструмент ИПЗ:
а — канавка; 1 — головка; 2 — сердечник; 3 — штифт срезной; 4, 6 —
пружина; 5 — корпус; 7— держатель; 8 — цанга
293
На сердечнике инструмента ИПЗ при помощи держателя,
подпружиненного пружиной 6, установлена цанга 8. Нижнее
положение перьев цанги обеспечивается фиксацией корпуса от-
носительно сердечника срезным штифтом 3. Для освобождения
и подъема оборудования с замками на конец сердечника наво-
рачивается вилка, входящая в комплект инструмента ИКПГ.
Перья цанги, дойдя до замка, упираются в бурт ловильной муф-
ты, отжимают пружину 6 и утапливаются в пазе сердечника. Как
только перья войдут в канавку замка, пружина 6 возвращает их в
исходное положение, обеспечивая зацепление с замком. Одно-
временно вилка на конце инструмента отталкивает вниз втулку
замка, в результате чего освобождается цанга замка и ударами
вверх замок извлекается.
Для освобождения инструмента при прихвате замка корпус 5
инструмента доводят до упора в ловильную шейку замка и удара-
ми ясса вниз срезают штифт 3. При этом корпус 5 под воздей-
ствием пружины 4 поднимается вверх. Перья, заходя в канавку а,
освобождают инструмент от замка.
Таблица 4.15.9
Технические характеристики ИПЗ
Параметр	ипз- 60	ипз- 73	ипз- 89	ипз- 114
Условный диаметр подъемных труб (ГОСТ 633—80), в которых работает инструмент, мм	60	73	89	114
Диаметр ловильной шейки замка, мм	29,0	38,0	50,5	60,0
Наружный диаметр захватываемых	35,0	43,5	56	66,0
элементов, мм				
Габаритные размеры, мм:				
диаметр	46,0	56	68	78
длина	205	270	330	360
Масса, кг	1,2	4,1	4,5	5,0
Циркуляционные клапаны КЦМ, разъединитель колонны РК
и телескопические соединения СТ2 и СТ2Г управляются путем
перемещения вверх или вниз их скользящих элементов, в кото-
рых для толкателя (рис. 4.15.11) предусмотрены канавки с бур-
том. В зависимости от положения бурта толкатель спускается
переводником вниз или вверх.
294
Рис. 4.15.11. Толкатель:
1 — плашки, 2 — башмак; 3 — пружина; 4 — шток; 5 — штифт срезной;
6 — головка, 7 — корпус; 8 — опора; 9 — ограничитель
Толкатель спускается при помощи канатной техники. При
проходе сужений плашки толкателя сближаются к центру, захо-
дя в выточку, и раздвигаются в ней под действием пружины,
после чего ударами ясса управляемый элемент передвигается в
нужном направлении.
Отсоединение толкателя происходит при упоре головки плаш-
ки 7 в неподвижный элемент управляемого оборудования.
Для извлечения толкателя при прихватах, а также при необ-
ходимости возврата через вышерасположенные элементы, уп-
равляемые тем же толкателем, ударом ясса срезается штифт 5 и
при подъеме штока 4 корпус 7 надвигается на плашки и сдвига-
ет их к центру.
Для отсоединения разъединителя колонны РК толкатель спус-
кается с ограничителем 9 для предохранения от произвольного
открытия уравнительного клапана глухой пробки.
Технические характеристики толкателей представлены в табл.
4.15.10.
Таблица 4.15.10
Технические характеристики толкателей
Параметр	Т-73	Т-89	Т-114
Условный диаметр подъемных труб (ГОСТ	73	89	114
633—80), в которых работает толкатель, мм Число плашек	3	2	2
Минимальный диаметр бурта изделия,	58	72	91,5
зацепляемого толкателем, мм Габаритные размеры, мм: диаметр (по раскрытым плашкам)	61,5	75,5	94
длина	374	415	400
Масса, кг	4,1	4,4	5,4
295
Предохранитель ПКА (табл. 4.15.11; рис. 4.15.12) предназна-
чен для защиты посадочного ниппеля клапана-отсекателя и оп-
рессовки трубки управления в комплексе КУСА.
Рис. 4.15.12. Предохранитель ПКА
Предохранитель ПКА со-
стоит из ствола 1, уплотнения
2, гайки 3.
Предохранитель совместно
с замком устанавливается в
посадочном ниппеле при спус-
ке его в скважину с управля-
ющей трубкой. Уплотнения
предохранителя и замка герметизируют управляющую трубку и
позволяют ее спрессовать.
Перед открытием циркуляционного клапана типа КЦМ пре-
дохранитель извлекается набором инструментов канатной тех-
ники.
Таблица 4.15.11
Технические характеристики ПКА
Параметр	П КА-73	П КА-89
Рабочее давление, МПа	50	35
Наружный диаметр уплотнительных манжет, мм	58	70
Габаритные размеры, мм		
диаметр	58	70
длина	193	358
Масса, кг	2,2	3,1
После открытия клапана предохранитель устанавливается
вновь и извлекается по окончании освоения, когда закрывается
клапан КЦМ и устанавливается в посадочный ниппель клапан-
отсекатель типа КАУ с замком.
Приспособление СХ (рис. 4.15.13) предназначено для креп-
ления хомутов из лент и пряжек для крепления трубки управле-
ния в комплексах типа КУСА.
Технические характеристики СХ
Габаритные размеры, мм:
длина ....................252
высота.....................87
ширина....................215
Масса, кг................... 1,3
296
Рис. 4.15.13. Приспособление
для закрепления хомутов:
1 — рукоятка, 2 — винт, 3 —
держатель, 4 — нож, 5 — кор-
пус, 6 — зажим, 7 — рукоят-
ка, а, б — щели
Приспособление состоит из
корпуса 5, по которому пере-
мещается держатель 3 с помо-
щью ходового винта 2. Лента,
идущая на изготовление хому-
та, с пряжкой на конце сгиба-
ет подъемную трубу и прижа-
тую к ней трубку управления
и продевается через пряжку.
Конец ленты пропускается че-
рез щели а и б и зажимается в
держателе 3 зажимом 6.
Приспособление упирается
корпусом в пряжку, и вращени-
ем винта 2 лента затягивается.
Затем поворотом приспо-
собления лента отгибается на
пряжку и при нажатии на ру-
коятку 7 отрезается ножом 4.
Оборудование устья для проведения канатных работ
Оборудование устья газлифтное ОУГ-80х350 (рис. 4.15.14)
применяется для проведения канатных работ в скважине под
давлением. Оно состоит из уплотнительного узла 1 проволоки с
направляющим роликом, трехсекционного лубрикатора 2, ма-
нометра с разделителем 3 и трехходовым вентилем, плашечного
превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очи-
стительным устройством, цепи 6, монтажной мачты 8 и стяжно-
го ключа 7 и полиспаста 9.
Узел уплотнения проволоки (рис. 4.15.15) с направляющим
роликом состоит из корпуса 2, внутри которого размещены ре-
зиновые уплотнители 3 с отверстиями под проволоку диаметром
2,4 мм. Уплотнители поджимаются сверху через нажимную втулку
4 гайкой 5. В корпусе под резиновыми уплотнителями располо-
жена свободно перемещающаяся армированная металлом рези-
новая втулка 1, герметизирующая уплотнитель при обрыве про-
волоки. Она позволяет заменить резиновые уплотнения под дав-
297
Технические характеристики ОУГ-80х350
Рис. 4.15.14. Оборудование устья
газлифтное ОУГ-80х350
35
70
Давление, МПа:
рабочее ........
испытательное
Диаметр, мм:
проходного отверстия превентора.....76
лубрикатора.................50...76
уплотняемой проволоки...........2,4
ролика под проволоку........... 160
Масса, кг..........................480
Ptac. 4.15.15. Узел уплотнения проволоки
с направляющим роликом
298
лением при их выходе из строя. На корпусе уплотнителя на
подшипниках 7 установлен кронштейн 8, вращающийся вокруг
вертикальной оси. В верхней части кронштейна расположен ро-
лик 6, обеспечивающий направленное движение проволоки при
ее движении. Секции лубрикатора изготавливаются из насосно-
компрессорных труб, рассчитанных на давление большее, чем
на устье скважины. Трубы выбираются такого диаметра, чтобы
можно было обеспечить прием всех инструментов, спускаемых
или поднимаемых на проволоке. Длина каждой секции 2,5 м.
Они соединяются между собой быстросборными соединениями
с резиновыми уплотнительными кольцами. Для удобства и бе-
зопасности ведения работ стараются уменьшить число секций до
минимума, при этом общая длина их должна обеспечивать прием
самого длинного набора спускаемых в скважину инструментов.
Превентор плашечный (рис. 4.15.16) состоит из корпуса 3,
имеющего вертикальный проход 76 мм, крышек 2, плашек 5,
винтов 1 и перепускного клапана 4.
Для соединения превентора с лубрикатором и нижним пат-
рубком предусмотрены быстросборные соединения со стволо-
вой задвижкой арматуры. Плашки выполнены из пустотелого брон-
зового цилиндра с привулканизированными уплотнениями. От
проворачивания при ее перемещении предохраняет шпонка 6. На
наружной поверхности плашки имеются каналы для выравнива-
ния давления, что облегчает ее перемещение и увеличивает при-
жатие плашек друг к другу при перекрытии устья скважины.
Рис. 4.15.16. Превентор плашечный
299
Для облегчения открытия превентора под давлением на бо-
ковой стенке корпуса установлен перепускной клапан, который
уравновешивает давление под и над плашками. При выравнива-
нии давления необходимо вывернуть пробку перепускного кла-
пана до упора и ограничительный винт.
К нижнему натяжному ролику ОУГ-80х350 крепится индика-
тор, показывающий натяжение проволоки.
Измеритель натяжения проволоки (индикатор) ИН-1 пред-
назначен для визуального контроля натяжения проволоки при
спускоподъемных операциях, проводимых с помощью канат-
ной техники. Он состоит из силоизмерительного датчика растя-
жения, измерительного прибора, комплекта соединительных ка-
белей.
Датчик (рис. 4.15.17) выполнен на базе мембранного чувстви-
тельного элемента 1. Мембрана состоит из двух стоек, которые
снабжены элементами дифференциального индуктивного пре-
образователя, перемычкой 2 и магнитопроводом с катушкой 3.
На корпусе 4 датчика установлен штепсельный разъем 5. Для
включения в силоизмерительную цепь датчик оборудован двумя
серьгами 6, одна из которых сочленена с корпусом, а вторая —
с центральным стержнем мембраны.
Рис. 4.15.17. Силоизмерительный датчик растяжения
Ж
Технические характеристики ИН-1
Максимальное замеряемое усилие, кН.....................9,8
Пределы измерения усилий, кН .....................О...З,92
0...5,88
0...9,8
Угол перегиба проволоки на оттяжном ролике, град.....95±2
Основная погрешность,% ...............................±2,5
Дополнительная погрешность,%:
при изменении температуры окружающей
среды в рабочем диапазоне на каждые 10 °C...........1,0
при изменении напряжения
источника питания (12± 1,5) В....................1,0
Максимальная скорость движения проволоки, м/с.......6,0
Направление движения проволоки.............двустороннее
Потребляемая мощность, Вт, не более..................10
Отсчет результатов измерения....................местный
Характер измерения .........................непрерывный
Температура окружающей среды, °C................40...50
Силоизмерительный датчик растяжения преобразует усилия
растяжения в пропорциональный электрический сигнал.
При растягивающей нагрузке стойки мембраны совершают
пропорциональные угловые перемещения. При этом изменяет-
ся зазор в индуктивном преобразователе, который включен в
мост переменного тока. Измерительный прибор стабилизирует
постоянное напряжение, преобразует его в переменное с часто-
той порядка 1 кГц и фиксирует сигнал датчика.
Конструктивно измерительный прибор выполнен в щитовом
искробезопасном исполнении. На лицевую панель измеритель-
ного прибора вынесены показывающий прибор и ручки управ-
ления: установка нуля шкалы, переключатель диапазонов изме-
рения усилий, тумблер включения прибора в работу и индика-
торная лампа.
Измеритель питается от источника постоянного тока (акку-
муляторные батареи автомашины) напряжением (12±1,5) В.
Устройство ИН-1 в комплекте работает следующим образом
(рис. 4.15.18).
301
Рис. 4.15.18. Схема размещения измерителя натяжения
проволоки ИН-1 на устье скважины:
1 — фланцевая арматура; 2 — цепь; 3 — датчик нагрузки; 4 — ролик
оттяжной; 5 — проволока; 6 — индикатор
Силоизмерительный датчик нагрузки 3 устанавливается пос-
ледовательно с цепью 2, связывающей оттяжной ролик 4 с флан-
цевой арматурой 1 скважины. Проволока 5 на оттяжном ролике
делает перегиб, угол которого равен (95±2)°, для обеспечения
показаний в пределах основной погрешности прибора.
Для измерения натяжения проволоки применяется также гид-
равлический индикатор (рис. 4.15.19). Он состоит из трех эле-
ментов: индикатора веса 3, комплекта шлангов 2, датчика на-
грузки 1.
Датчик нагрузки 1 преобразует измеряемую нагрузку в гид-
равлический сигнал и подает его на индикатор. Это осуществля-
ется чувствительной диафрагмой, расположенной в корпусе дат-
чика. Сигнал передается с помощью шлангов. Шланги при не-
обходимости можно удлинить.
302
Индикатор предварительно заполняется специальной жидко-
стью через контрольный клапан. Для этого можно использовать
ручные насосы.
Для работы индикатор устанавливается при помощи кронш-
тейна на пульте лебедки. Перед установкой следует убедиться в
исправности индикатора, для чего необходимо установить шка-
лу индикатора на нуль. Далее следует приложить нагрузку на
прибор, не превышающую 75% значения шкалы, затем снять
нагрузку и отрегулировать индикатор таким образом, чтобы стрел-
ка оказалась на нуле. После осуществления указанной операции
прибор готов к работе.
Точность описанного прибора составляет ±0,2% показания
шкалы. Прибор может работать при температуре окружающей
среды -45...+65 °C.
303
Лебедка с гидравлическим приводом
Ремонтные работы, проводимые с современным газлифт-
ным оборудованием, существенно отличаются от операций,
выполняемых с помощью обычных агрегатов для исследова-
ний скважин (спуск глубинных измерительных приборов и др.).
Для выполнения внутрискважинных операций применяют ком-
плексные подъемные установки с гидроприводом. Примене-
ние гидропривода на установке Л СП К-131 позволило полу-
чить высокую чувствительность при управлении лебедкой, что
крайне необходимо при установке и съемке газлифтных кла-
панов.
Технологическое оборудование установки ЛСГ1К-131 смон-
тировано на шасси автомобиля ЗИЛ-131А (рис. 4.15.20) и состо-
ит из узла привода гидронасоса, лебедки, гидрооборудования,
системы управления, технологических контрольно-измеритель-
ных приборов. Металлический кузов агрегата разделен на два
отсека — лебедочный и пост управления.
Лебедка ЛСГ1К-131 (рис. 4.15.21) состоит из сборки барабан-
ного вала 3, трехскоростной коробки перемены передач 7 и цеп-
ной передачи привода барабана 4.
Рис. 4.15.20. Комплексная установка ЛСГ1К-131 для скважинных работ
304
В процессе установки и съема газлифтных клапанов резко
ударяют механическим и гидравлическим яссами. Эту операцию
можно выполнять лебедкой, основными исполнительными орга-
нами которой являются гидронасос и гидромотор. Лебедка при-
водится в действие от двух гидромоторов 2.
Гидронасос приводится от коробки отбора мощности, уста-
новленной на раздаточной коробке автомобиля. Крутящий мо-
мент насоса передается карданным валом, а пуск насоса осу-
ществляется фрикционной муфтой
Рис. 4.15.21. Кинематическая
схема лебедки ЛСГ1К-131
сцепления приводного двигателя.
Лебедка ЛСГ с приводом от высо-
кооборотных гидромоторов и свя-
зью трансмиссии с барабаном че-
рез цепную передачу повышает
возможность резкого пуска транс-
миссии привода барабана, необхо-
димого при работе с газлифтными
клапанами.
Установка оснащена специаль-
ными механизмами и приборами:
узлом укладчика проволоки, мери-
тельным механизмом с указателем
измерения глубины, датчиком и
показывающим прибором измере-
ния натяжения проволоки.
Установка ЛСГ1 К-131 обеспечивает плавный спуск, подъем
и остановку инструмента на заданной глубине с постоянны-
ми скоростями в колонне подъемных труб; быстрый разгон
барабана лебедки для сообщения инструменту соответствую-
щего ускорения при ударах вверх-вниз механическим яссом;
плавное повышение натяжения проволоки при работе с гид-
равлическим яссом; постоянное натяжение проволоки неза-
висимо от изменения направления нагрузки (исключая выб-
рос инструмента под действием пластового давления при раз-
матывании проволоки) при посадке инструмента и снятии
нагрузки; предохранение привода от перегрузок; быстрый ре-
верс.
20 Ивановский
305
Технические характеристики установки ЛСГ1К-131
Глубина обслуживания скважин, м:
при диаметре проволоки 2,5 мм................. 4000
при диаметре проволоки 1,8 мм................. 7000
Мощность привода лебедки, кВт...................29,42
Максимальное натяжение проволоки, кН.............8,82
Диапазон скоростей подъема, м/с................0...15
Передаточное число коробки скоростей лебедки....0,612
Передаточное число цепной передачи барабана......2,53
Гидропривод лебедки...........дроссельное	регулирование
Максимальное давление, МПа.........................16
Минимальный расход, м3/с........................2,7-10	3
Грузоподъемная стрела:
грузоподъемная сила, кН.........................9,8
максимальная высота подъема, м...................10
Транспортная база...................автомобиль	ЗИЛ-131А
Габаритные размеры, м:
длина...........................................8,5
ширина.........................................2,35
высота.........................................3,65
Масса, кг...................................... 10000
В гидросистему всех установок ЛСГ входят (рис. 4.15.22) ше-
стеренный насос 13, трехпозиционный четырехходовой рас-
пределитель с ручным управлением 6, гидромотор 8, дроссель 11
с ручным управлением, обратный клапан 4 с регулированием
давления, обратные клапаны 2, 7 и 9, предохранительные клапа-
ны 10 и 14, предохранительный клапан 15 дистанционного уп-
равления, фильтр 3, манометры 5 и 12.
При нейтральном положении распределителя 6 рабочая жид-
кость от насоса 13 через открытый центр распределителя 6, кла-
пан 4 и фильтр 3 сливается в бак 1. При этом давление в нагне-
тательной линии насоса определяется суммарными сопротивле-
ниями трубопроводов, каналов распределителя, пружины кла-
пана и фильтра.
Для работы гидромотора 8 в тормозном режиме при любых
частотах вращения вала насоса указанное давление в зависимо-
306
Рис. 4.15.22. Гидравлическая схема установки ЛСГ1К-131
сти от типа гидромотора должно быть не ниже определенного
предела, контролируемого манометром 5. Давление регулирует-
ся измерением усилия пружины клапана 4.
Параллельно к фильтру 3 подключен обратный клапан 9, пре-
дохраняющий сливную линию от превышения давления при за-
сорении фильтра 3.
Для вращения барабана лебедки на подъем распределитель 6
устанавливают в левое (по схеме) положение, а дроссель 11 пе-
рекрывает поток рабочей жидкости в сливную линию. При этом
рабочая жидкость направляется через обратный клапан 2 в гидро-
мотор 8 и от него через сливной канал распределителя 6 в бак 1.
Страгивание лебедки с места при этом зависит от характеристи-
ки дросселя И и времени управления им.
Внутрискважинное оборудование спускается в скважину на
проволоке диаметром 1,82; 2,06; 2,34 мм. Наиболее часто при-
меняют стальную проволоку диаметром 2,34 мм с высокой упру-
гостью, необходимой для работ, связанных с ударным воздей-
ствием. Для ловильных же работ, связанных с высокими нагруз-
ками, используют металлический канат.
Номинальные прочностные характеристики проволоки, ис-
пользуемой для подземных работ с инструментом, приведены в
табл. 4.15.12.
307
Прочностные характеристики проволоки
Таблица 4.15.12
Характеристика	Материал	
	Сталь со специальным покрытием	Нержавеющая сталь
Номинальная допустимая нагрузка на трос при работе, кН, для диаметра проволоки: 1,82 мм	4,2	3,1
2,06 мм	5,4	4,0
2,34 мм	6,9	5,0
4.16. КОМПРЕССОРЫ
ДЛЯ ГАЗЛИФТНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Для компримирования газа перед подачей его в газопровод
наземного оборудования для газлифтной добычи нефти исполь-
зуются как объемные, так и динамические компрессоры.
Наиболее часто для указанных целей применяются газомото-
компрессор и центробежные компрессоры с электроприводом.
Газомоторные компрессоры
Газомотокомпрессоры — агрегаты, в которых компрессор и
газовый двигатель размещены на одной станине, а передача мощ-
ности от газового двигателя к компрессору осуществляется по-
средством общего коленчатого вала. Такие агрегаты выпускают
с горизонтальным односторонним или оппозитным расположе-
нием компрессорных цилиндров и вертикальным или V-образ-
ным расположением силовых цилиндров [14].
Основные характеристики силовых двигателей серийно выпус-
каемых газомотокомпрессоров приведены в табл. 4.16.1, а основ-
ные модификации серийных газомотокомпрессоров в табл. 4.16.2.
Двигатель состоит из следующих основных узлов и систем:
остова, кривошипно-шатунного механизма, механизма газорас-
пределения, систем подачи топлива, регулирования скорости,
зажигания, охлаждения, наддува, смазки и пресс-смазки, пуска.
308
Таблица 4.16.1
Основные характеристики силовых двигателей
Наименование	Тип газомотокомпрессора		
	10ГКН	МК-8	ДР-12
Тип двигателя	Двухтактный, тронковый простого действия с газотурбинным наддувом		
Расположение силовых цилиндров	V-образное	Вертикальное однорядное	V-образное
Число цилиндров двигателя	10	8	12
Диаметр цилиндра, м	0,355	0,435	0,508
Длина хода поршня, м	0,356	0,485	0,508
Номинальная мощность, кВт	1104	2060,8	5520
Номинальная частота вращения коленчатого вала, с-1	5,0	5,0	5,5
Максимальное давление сгорания при номинальной мощности, МПа	4,998	4,9	5,88
Давление сжатия при номинальной мощности, МПа	1,76...2,15	1,96...2,0	2,74
Степень сжатия	6,8...7,0	7,5...7,7	8,0
Среднее эффективное давление при номинальной мощности, МПа	0,639	0,734	0,844
Способ смесеобразования	Непосредственно в цилиндрах		
40
Продолжение табл. 4.16.1
Наименование	Тип газомотокомпрессора		
	10ГКН	МК-8	ДР-12
Давление топливного газа перед двигателем, МПа	0,35...0,4	0,3...0,4	1,03
Зажигание	От двух низковольтных магнето с индукционными катушками на каждый цилиндр или бесконтактной тиристорной системы	Электрическое от бесконтактной тиристорной системы	От электронной системы зажигания с генератором переменного тока
Система наддува	Двухступенчатая: турбокомпрессор + продувочный насос	Одноступенчатая постоянного давления	Одноступенчатая постоянного давления
Давление наддувочного воздуха, МПа	0,0588	0,049...0,0686	0,077...0,086
Число турбокомпрессоров	2	1	2
Система охлаждения	Замкнутая, двухконтурная, проточная по горячему циклу		
Расход воды (не менее), м3/ч	160	190	375
Таблица 4.16.2
Основные характеристики газомотокомпрессоров
Наименование	10ГКН	МК-8	ДР-12
Насос предпусковой прокачки масла: подача, м3/ч давление нагнетания, МПа	18 0,36	18 0,36	55 0,63
Тип привода	Пневмодвигатель	Электродвигатель	Пневмодвигатель на компримируемом газе: Р = 1,1 МПа; 0 = 21,2 м3/мин
Насос нагнетательный шестеренчатый с приводом от коленчатого вала: подача, м3/ч давление нагнетания, МПа	66 0,5	120 0,63	170 0,63
Площадь поверхности охлаждения масляного радиатора, м2	40,5	93,0	294
Фильтры для масла	Два сетчатых фильтра грубой очистки, один центробежной очистки, один 2ТФ-5	Один сетчатый двухсекцион н ый, один сетчатый на линии питания гидромуфты	Один сетчатый нормальной очистки, один тонкой очистки, один двухсекционный для турбокомпрессора
Остов — совокупность неподвижных деталей, предназначен-
ный для монтажа движущихся частей и создания полостей для
осуществления рабочего цикла двигателя. Представляет собой
жесткую конструкцию, образованную фундаментной рамой, бло-
ком силовых цилиндров с втулками и крышками цилиндров,
коренными подшипниками, крейцкопфами и продувочными
цилиндрами.
Кривошипно-шатунный механизм — общий для двигателя и
компрессора, состоит из коленчатого вала с противовесами,
шатунов и поршней двигателя, шатунов и крейцкопфов комп-
рессоров. В газомотокомпрессоре 10ГКН предусмотрены также
поршни продувочных цилиндров.
Механизм газораспределения, предназначенный для впуска в
цилиндр топливного газа, состоит из распределительного вала с
пусковыми и топливными кулачками для каждого силового ци-
линдра, привода распределительного вала от коленчатого вала
через цепную передачу и газовпускных клапанов распредели-
тельного вала, механически связанных с кулачками.
В газомотокомпрессоре ДР-12 предусмотрены газораспреде-
лительные валы, на каждый ряд силовых цилиндров по одному
валу, расположенные на наружной стороне каждого блока.
Система подачи топлива предназначена для подачи топлива в
цилиндры газового двигателя и регулирования его количества
совместно с регулятором скорости, а также поддержания опти-
мального соотношения количества топливного газа и воздуха над-
дува на всем диапазоне нагрузок газомотокомпрессора. Состоит
она из клапана соотношения топливный газ — воздух наддува,
газорегулирующего клапана с управлением от регулятора скорос-
ти, клапанов ручной регулировки и газовпускных клапанов.
Система регулирования скорости предназначена для поддер-
жания постоянной частоты вращения коленчатого вала незави-
симо от нагрузки. Эту задачу выполняет центробежный регуля-
тор непрямого действия с изодромной обратной связью буфер-
ного типа, который через систему рычагов воздействует на газо-
регулирующий клапан.
Система зажигания обеспечивает воспламенение в заданный
момент рабочего цикла газового двигателя сжатой газовоздуш-
ной смеси. Воспламенение осуществляется электрической ис-
крой, проскакивающей между контактами запальной свечи. Га-
312
зомотокомпрессоры комплектуются как системой зажигания с
низковольтными магнето, так и с бесконтактной тиристорной
системой зажигания. Эта система состоит из низковольтных
магнето или датчика-генератора и электронного коммутатора для
тиристорной системы, катушек зажигания и искровых свечей
зажигания.
Для отключения зажигания при неполадках в работе двигате-
ля предусмотрены специальные автоматические устройства.
Система автоматики предназначена для автоматического кон-
троля, защиты и управления газомотокомпрессором. Эта систе-
ма взрывобезопасная, пневматическая, состоит из приборов,
датчиков и средств управления, аварийно-предупредительных
устройств и исполнительных механизмов. Она обеспечивает ав-
томатический пуск и загрузку, нормальную и аварийную оста-
новку и разгрузку, автоматическую защиту и сигнализацию по
рабочим параметрам, регулирование производительности газо-
мотокомпрессора воздействием как на регулятор скорости, так
и на регуляторы производительности в компрессорных цилинд-
рах. Кроме того, система автоматически регулирует подачу топ-
ливного газа, давления воздуха и уровня масла в системе подачи
топлива и смазки газомотокомпрессора.
Система охлаждения обеспечивает охлаждение двигателя,
масла и воздуха. Состоит из расширительного бака, водяного
насоса, охладителя воды, масла и воздуха. Охлаждение блока
силовых цилиндров осуществляется по «горячему» циклу — во-
дой, предварительно нагретой при проходе через охладитель
масла.
Для охлаждения цилиндров двигателя применяют мягкую воду
(конденсат), очищенную от осадков и накипеобразующих солей.
Компрессорные цилиндры, турбокомпрессор и система ох-
лаждения охладителей наддувочного воздуха и масла охлажда-
ются проточной водой.
Система наддува предназначена для подачи воздуха с избы-
точным давлением в цилиндры двигателя, продувки их от вых-
лопных газов, создания газовоздушной смеси повышенной плот-
ности. Состоит она из турбокомпрессора, который приводится в
действие газовой турбиной, работающей на выхлопных газах
двигателя. В компрессоре 10ГКН предусмотрены продувочные
насосы, в которых обеспечивается дожатие воздуха перед пода-
313
чей его в цилиндр двигателя. Кроме того, в состав этой системы
входят воздухоочиститель, ресивер и охладители наддувочного
воздуха.
Система смазки — смешанная, предназначенная для подачи
масла в трущиеся детали, осуществляется как под давлением
(циркуляционная система смазки от маслонасоса и система пресс-
смазки от лубрикатора), так и разбрызгиванием. Состоит из мас-
лонасоса, лубрикатора, фильтров грубой и тонкой очистки мас-
ла и охладителя масла. Основные характеристики циркуляцион-
ной системы смазки серийных газомотокомпрессоров приведе-
ны в табл. 4.16 2 [14].
Пресс-смазка цилиндров двигателя, компрессора и сальни-
ков штоков компрессорных цилиндров осуществляется с помо-
щью лубрикаторов плунжерного типа.
Смазка кривошипно-шатунного механизма осуществляется
разбрызгиванием масла, находящегося в картере газомотокомп-
рессора и от циркуляционной системы смазки под давлением.
Система пуска. Пуск газомотокомпрессоров при любом по-
ложении коленчатого вала осуществляется сжатым воздухом из
пусковых баллонов или с помощью пускового стартера винтово-
го типа, приводимого во вращение компримируемым газом
Система пуска сжатым воздухом состоит из пусковых баллонов,
главного пускового клапана, распределительных клапанов и пус-
ковых клапанов.
Конструкция газомотокомпрессора
На рис. 4.16.1 показан разрез газомотокомпрессора МК-8,
который относится к агрегатам с вертикальным однорядным
расположением силовых цилиндров и горизонтальным односто-
ронним расположением компрессорных цилиндров. Основная
часть его — чугунная рама коробчатого сечения, прикрепленная
к фундаменту болтами, проходящими через отверстия в опор-
ных лапах. Для выверки ее горизонтальности предусмотрены
установочные болты, ввинченные в опорные лапы. Передний
торец рамы закрыт литой крышкой, на которой навешен масло-
насос, а задний торец закрыт кожухом, состоящим из двух поло-
вин. В месте выхода коленчатого вала расположено сальниковое
уплотнение. На раме крепится чугунный литой блок цилиндров,
V
314
Рис. 4.16.1. Газомотокомпрессор МК-8:
1 — выхлопной коллектор, 2 — поршень, 3 — шатун, 4 — водяной насос,
5 — шатун, 6 — крейцкопф, 7 — регулятор производительности,
8 — направляющая крейцкопфа, 9 — охладитель наддувочного воздуха,
10 — распределительный вал
разделенный поперечными перегородками на отсеки по числу
цилиндров, в которых располагаются чугунные втулки с проду-
вочными и выпускными окнами. Втулка отлита заодно с рубаш-
кой, образующей полость для охлаждающей воды. На верхней
части блока с одной стороны расположен лоток распределитель-
ного вала, полости под лотком образуют ресивер наддувочного
воздуха, с противоположной стороны предусмотрены патрубки
Для отвода выпускных газов. Сверху блок герметизируется крыш-
кой, которая нажимным колпаком прижимается к втулке ци-
линдра. В крышке размещены газовыпускной и пусковой клапа-
ны, две искровые зажигательные свечи и индикаторный кран.
315
Цилиндры крепятся к направляющим крейцкопфа, выпол-
ненным из чугунных отливок, присоединенным к отсекам в бо-
ковой поверхности фундаментной рамы, а на фундаменте зак-
репленным болтами.
Цельнокованый коленчатый вал укладывается на коренные
подшипники, установленные в фундаментной раме. На валу кре-
пятся литой чугунный маховик и демпфер, служащий для гаше-
ния колебаний коленчатого вала.
На шейке коленчатого вала предусмотрены стальные штам-
повочные шатуны двигателя и компрессора. Мотылевая (ниж-
няя) разъемная головка шатуна крепится на валу двумя болтами
с корончатыми гайками и шплинтуется. К верхней головке ша-
туна двигателя с помощью пальца крепится составной поршень
двигателя тронкового типа, а к верхней головке шатуна комп-
рессора — крейцкопф, к которому на резьбе присоединен шток
с поршнем компрессора.
Выхлопные газы, вытесняемые при продувке воздухом из си-
лового цилиндра, собираются в выхлопном коллекторе и на-
правляются на выход газовой турбины привода турбокомпрес-
сора. Для поддержания оптимального давления наддува при оп-
ределенной нагрузке двигателя газовая турбина снабжена клапа-
ном регулирования.
Подача воды на охлаждение цилиндров двигателя осуществ-
ляется из водяного коллектора, расположенного над крышками
силовых цилиндров.
Принцип действия основных систем, обеспечивающих рабо-
ту газомотокомпрессора, приведен ниже.
Система регулирования частоты вращения — система, под-
держивающая постоянную частоту вращения коленчатого вала,
независимо от нагрузки, за счет увеличения количества подава-
емого топлива при увеличении нагрузки и уменьшения количе-
ства топлива при уменьшении нагрузки. Это осуществляется с
помощью регулятора, воздействующего через систему рычагов
на газорегулирующий клапан.
На газомотокомпрессоре установлен центробежный регу-
лятор скорости с обратной связью буферного типа. Частота
вращения коленчатого вала изменяется с изменением усилия
сжатия пружины, что осуществляется вручную или дистан-
ционно со щита управления. Конструктивно регулятор вы-
316
полнен как агрегат с самостоятельной замкнутой масляной
системой.
Регулятор состоит из следующих узлов, механизмов и уст-
ройств:
1)	измерителя частоты вращения — для определения откло-
нения частоты вращения коленчатого вала от заданной;
2)	сервопривода регулятора — исполнительного органа, с по-
мощью которого изменяется положение рычагов газорегулиру-
ющего клапана;
3)	узла обратной связи буферного типа — для стабилиза-
ции системы регулирования с помощью временного сигнала
давления, возникающего на компенсирующем пояске золот-
ника при перемещении штока сервопривода в новое положе-
ние;
4)	гидравлической системы, в которую входят: шестеренча-
тый насос, питающий систему; аккумуляторы, поддерживающие
постоянное давление в системе; система каналов для подвода
масла к нужным точкам регулятора;
5)	механизма задания, преобразующего входной сигнал дав-
ления воздуха в пропорциональное ему перемещение верхней
опоры пружины. Механизм допускает ручное управление с по-
мощью маховичка на лицевой панели.
Схема регулятора показана на рис. 4.16.2. Принцип действия
его при изменении нагрузки следующий [14].
Если нагрузка на газомотокомпрессор увеличивается, частота
вращения начинает снижаться, грузы 31 сходятся и золотник 5
спускается вниз, открывая канал п, через который масло под
давлением проникает в полость Б буферного поршня, заставляя
двигаться его вправо. Масло таким образом подается в серводви-
гатель. Когда силовой поршень 36 серводвигателя движется в на-
правлении увеличения подачи топлива, а буферный поршень 37
отжимается в направлении движения масла, правая буферная
пружина сжимается, а левая разжимается. При этом давление
масла в полости Б будет выше, чем в серводвигателе, на величи-
ну пропорциональную жесткости буферной пружины
На компенсационный поясок золотника действует давление
масла полостей Б и серводвигателя. Более высокое давление масла
в полости Б, возникающее мгновенно при движении в сторону
увеличения подачи топлива, создает силу, действующую по на-
317
Рис. 4.16.2. Схема регулятора скорости:
1 — масляный насос; 2 — нагнетательный клапан; 3 — аккумулятор масла;
4 — букса; 5 — золотник; 6 — шестерня; 7 — тарелка пружины; 8 — золотник;
9 — втулка золотниковая; 10 — скоба; 11 — сильфон; 12 — гайка; 13 — винт,
14 — маховичок; 15 — гайка регулировки скорости; 16 — подвижная скоба;
17 — болт регулировки скорости; 18 — рычаг; 19 — пружина; 20 — опора шари-
коподшипниковая; 21 — гайка; 22 — гайка выключателя; 23 — стержень включе-
ния; 24 — вилка; 25 — винт регулировочный; 26 — сервопоршень; 27 — клапан
запорный; 28— корпус серводвигателя; 29— пружина; 30, 35 — пружина сервод-
вигателя; 31 — груз; 32 — игольчатый клапан, 33 — серьга серводвигателя;
34 — шток, 36 — силовой поршень серводвигателя; 37 — поршень буфера;
38 — приводной валик регулятора; 39 — клапан всасывающий
Каналы: а — всасывающий, в— нагнетательный, с — сливной; d — высокого
давления; е — к буферу и сервоприводу; /, j — буфера; g — игольчатого клапана;
т — сливной от золотника; я — от золотника к буферу; р — сливной; и — управ-
ляющего масла; w — воздуха
318
правлению вверх на компенсационный поясок. Эта сила совме-
стно с усилием грузов 31 преодолевает усилие пружины 29, в
результате чего золотник 5 движется вверх, закрывая канал п,
хотя частота вращения вала еще ниже нормальной.
Масло, протекающее через компенсирующий игольчатый кла-
пан 32, уравновешивает давление на каждой стороне буферного
поршня, а также над и под компенсационным пояском. Когда
давление масла выравнивается, буферные пружины возвращают
поршень 37 к центру. Частота вращения вала двигателя возрас-
тает до тех пор, пока центробежная сила грузов не уравновесит-
ся усилием пружины 29.
По окончании этих операций регулятор будет снова работать
при заданной частоте вращения, но с увеличенной нагрузкой на
газомотокомпрессор и большей подачей топлива.
Если нагрузка на газомотокомпрессор уменьшается, скорость
начинает возрастать, и грузы 31 под действием центробежной
силы расходятся, золотник 5 поднимается. Нижний поясок зо-
лотника открывает канал п, после чего масло идет на слив. При
этом силовая пружина отжимает силовой поршень в направле-
нии уменьшения подачи топлива.
Масло, вытесненное из цилиндра серводвигателя, смещает
буферный поршень 37 влево. Передвигаясь в цилиндр, поршень
сжимает левую пружину и освобождает правую. Давление масла
со стороны сервопривода выше, чем в полости Б, на величину
пропорциональную жесткости буферной пружины. Разность дав-
лений создает силу, которая действует на компенсационный
поясок золотника 5. Эта сила в сочетании с силой пружины
уравновешивает силу грузов, и золотник движется вниз, пере-
крывая канал п, хотя частота вращения еще выше нормальной.
Когда канал закроется, силовой поршень 36 остановится в по-
ложении, соответствующем уменьшенной подаче топлива в га-
зомотокомпрессоре при меньшей нагрузке. Частота вращения
вала двигателя продолжает уменьшаться до заданной. Масло,
протекающее через компенсирующий игольчатый клапан 32,
снова уравновесит давление на каждой стороне буферного пор-
шня, позволяя буферным пружинам вернуть поршень в его цен-
тральное положение. В то же время давление над и под компен-
сационным пояском выравнивается, и сила, удерживающая зо-
лотник 5 и грузы 31 в центре, постепенно уменьшается. Когда
319
давление масла выравнивается, частота вращения вала двигате-
ля уменьшается и центробежная сила грузов 31 также уменьша-
ется до тех пор, пока не уравновесится усилием пружины.
Система топливоподачи (рис. 4.16.3) обеспечивает подачу топ-
ливного газа в цилиндры двигателя и регулирование его количе-
ства в зависимости от нагрузки двигателя. Кроме того, эта сис-
тема поддерживает оптимальное соотношение количества топ-
ливного газа, поступающего по линиям Б, и воздуха на всем
диапазоне нагрузок газомотокомпрессора.
Рис. 4.16.3. Схема системы топливоподачи
Топливный газ из стационарного коллектора или ресивера
поступает к клапану 2, управление которым осуществляется сиг-
налом от системы автоматики. Обводная линия 1, параллельная
клапану 2, обеспечивает работу двигателя при минимально ус-
тойчивых числах оборотов холостого хода.
Далее через трехходовой отсечной клапан 3 и ручной аварий-
ный кран 4 топливный газ проходит к газорегулирующему кла-
320
пану 5, управляемому регулятором скорости, пройдя через кото-
рый газ после трехходового отсечного клапана 6 поступает в га-
зовый коллектор двигателя. Через краны ручной регулировки 8,
установленные перед каждым цилиндром двигателя, топливный
газ поступает к газовыпускным клапанам 7. Воздух для срабаты-
вания клапанов поступает по линии А.
Клапан соотношения топливо — воздух предназначен для из-
менения давления газа в топливном коллекторе Б (см. рис. 4.16.3)
в зависимости от давления воздуха в линиях А и создания опти-
мального соотношения смеси топливо — воздух, исходя из усло-
вия эффективного сгорания. Состоит он из регулирующего органа
и мембранного исполнительного механизма, преобразующего
пневматический командный сигнал от системы автоматики в
перемещение плунжера регулирующего органа.
Трехходовой отсекающий клапан, управляемый сигналом от
системы автоматики и служащий для прекращения подачи топ-
ливного газа в систему газораспределения и сообщения топлив-
ного трубопровода с атмосферой, представляет собой пневмати-
ческое исполнительное устройство, состоящее из мембранно-
пружинного исполнительного механизма прямого действия и
запорного устройства. Запорное устройство выполнено в виде
корпуса с патрубком и плунжера, шарнирно соединенного с тя-
гой исполнительного механизма.
Газорегулирующий клапан (рис. 4.16.4) расположен на при-
водном отсеке блока цилиндров и предназначен для регулирова-
ния количества топливного газа, поступающего в цилиндры дви-
гателя, осуществляемого изменением проходного сечения меж-
ду седлом корпуса 9 и клапаном 10 [14].
Принцип действия клапана следующий. С увеличением на-
грузки двигатель несколько снижает частоту вращения коленча-
того вала, регулятор числа оборотов через систему рычагов 13 и
16 перемещает клапан 10. В результате увеличивается проходное
сечение и соответственно увеличивается расход газа, подаваемо-
го в цилиндры двигателя. При установившемся режиме работы
клапан 10 занимает промежуточное положение, а с уменьшени-
ем нагрузки поднимается вверх, прикрывая проходное сечение
и уменьшая подачу газа. После остановки газомотокомпрессора
он занимает верхнее положение, в этом случае зазор между сед-
лом и фаской клапана должен составлять 0,8... 1,6 мм.
321
21 Ивановский
Рис. 4.16.4. Газорегулирующий клапан:
1, 3 — оси, 2 — тяга, 4 — серьга, 5 — грундбукса, 6 — гайка сальника, 7—
набивка сальника, 8 — корпус сальника, 9 — корпус, 10 — клапан, 11 —
направляющий фланец, 12 — кронштейн, 13 — рычаг, 14 — штифт кони-
ческий, 15 — рычаг
Кран ручной регулировки, расположенный непосредственно
перед газовпускным клапаном на трубопроводе после коллекто-
ра, служит для регулирования количества газа, подаваемого в
цилиндры двигателя при изменении нагрузки в них, осуществ-
ляется за счет уменьшения или увеличения площади проходного
сечения между каналами пробки и корпуса.
Изменение подачи топлива в цилиндры двигателя при изме-
нении нагрузки в них осуществляется за счет уменьшения или
увеличения площади проходного сечения между каналами пробки
и корпуса.
Газовпускной клапан, расположенный в крышке цилиндра,
крепится двумя шпильками, ввинченными в колпак крышки и
уплотненными медной прокладкой. Корпус клапана литой чу-
322
гунный, имеет внутреннюю полость для прохода газа и патрубок
для его подвода. Шпиндель перемещается в бронзовых втулках,
запрессованных в центральное отверстие корпуса. С помощью
пружины шпиндель прижимается к седлу, запрессованному в
нижней части корпуса, посадочные поверхности шпинделя и
седла притерты друг к другу. В верхней части корпуса располо-
жено самоподжимное сальниковое уплотнение, регулирование
которого осуществляется гайкой.
Газовпускной клапан приводится в действие от топливного
кулачка распределительного вала.
Система пуска
Схема системы показана на рис. 4.16 5. Сжатый воздух от
пусковых баллонов подводится к главному пусковому клапану 2,
при этом часть его от подводящего трубопровода подается на
усилитель 1. После открытия усилителя (вручную нажатием ру-
коятки или по сигналу от системы автоматики) воздух по глав-
ной пусковой магистрали поступает к распределительным кла-
панам 3 и от них, в соответствии с порядком работы цилиндров
двигателя, к пусковым клапанам 4, установленным на крышках
Воздух от
пусковых
баллонов
Воздух от _
системы
автоматики
Рис. 4.16.5. Схема системы пуска
323
силовых цилиндров. Под действием давления сжатого воздуха
пусковые клапаны откроются, и воздух направится в цилиндры
двигателя. Как только частота вращения коленчатого вала дос-
тигнет необходимого значения, подача сжатого воздуха в по-
лость управления главного пускового клапана прекращается,
клапан закрывается, а воздух выпускается из системы через си-
ловые цилиндры и выхлопной тракт двигателя.
Главный пусковой клапан (рис. 4.16.6). Принцип действия
клапана, смонтированного на торце блока цилиндров, следую-
щий. В стальном корпусе 1 перемещается клапан 3, который
пружиной 6 прижимается к седлу корпуса, разъединяя полости
А и Б. В верхней части корпуса расположен поршень 2 управле-
ния клапаном.
При подаче сжатого воздуха от клапана управления пусков 9
в полость С поршень 2 с клапаном 3 перемещается вниз, воздух
из полости А попадает в полость Б и далее к распределительным
клапанам. С уменьшением давления в полости С клапан 3 под
действием пружины 6 перемещается вверх и отсекает полость Б
от полости А. Подача воздуха к распределительным клапанам
прекращается.
Распределительный клапан (рис. 4.16.7). В корпусе 1 клапана
расположен привод толкателя газовпускного клапана. Сжатый
воздух поступает от главного пускового клапана в полость А.
Под действием его давления шпиндель 4 перемещается вниз и
садится на седло направляющей 3. При вращении распредели-
тельного вала пусковой кулак 5 нажимает на торец шпинделя,
поднимает его, при этом сжатый воздух из полости А поступает
в полость Б и далее к пусковому клапану. С уменьшением дав-
ления воздуха пружина 2 поднимает шпиндель на высоту, ис-
ключающую касание пусковым кулаком торца шпинделя, тем
самым исключая его износ при работе машины.
Пусковой клапан расположен на крышке цилиндра двигате-
ля, крепится к нажимному колпаку крышки двумя шпильками и
уплотняется прокладкой, Корпус его чугунный, в расточенной
части его перемещается шпиндель, который пружиной прижи-
мается к седлу корпуса и открывается при пуске давлением сжа-
того воздуха, поступающего от распределительного клапана. При
прекращении подачи воздуха пружина возвращает шпиндель в
исходное положение.
324
Рис. 4.16.6. Схема главного пускового клапана:
7 — корпус; 2 — поршень; 3 — клапан; 4 — втулка; 5 — масленка;
6 — пружина; 7 — тарелка; 8 — сухарь, 9 — лапан управления
пуском
Система наддува (рис. 4.16.8) предназначена для подачи в
цилиндры двигателя воздуха повышенного давления и их про-
дувки от выхлопных газов [14].
Система включает: воздухоочиститель 6, всасывающий тру-
бопровод, центробежный компрессор 4, ресивер 2 с водяными
охладителями 3 (по одному на каждый цилиндр двигателя), вых-
лопной коллектор 1, соединенный линзовым компенсатором 7 с
газовой турбиной 5.
325
Рис. 4.16.7. Схема распределительного клапана
Для поддержания оптимального давления при изменяющих-
ся метеорологических условиях турбина 5 снабжена клапаном
регулирования 8. Выхлопной коллектор и глушитель 9 соедине-
ны телескопическим компенсатором 10 для уравновешивания
влияния температур на состояние системы.
Принцип действия системы следующий. Отработанные в ци-
линдрах двигателя газы через окна поступают в выхлопной кол-
лектор, где выравнивается их давление перед турбиной. Далее,
пройдя через колено и линзовый компенсатор, газы поступают в
турбину, приводя во вращение ее ротор (рис. 4.16.9).
Колесо компрессора, вращаясь, всасывает атмосферный воз-
дух через воздухоочиститель в корпус компрессора, где он сжи-
мается, а затем поступает в ресивер блока цилиндров и далее,
проходя через охладители, направляется в цилиндры двигателя.
Воздухоочиститель обеспечивает двухступенчатую очистку: на
первой ступени инерционную, на второй — контактно-масля-
ную. Воздух из атмосферы входит через сетчатый экран к масля-
ной ванне. Проходя над поверхностью масла, поток воздуха рез-
ко поворачивает вверх, при этом крупные частицы пыли по инер-
ции попадают в масло и оседают на дне ванны.
Система смазки движущихся деталей газомотокомпрессора
смешанная — под давлением и разбрызгиванием.
326
Смазка под давлением осуществляется по циркуляционной
системе от масляного насоса и по системе пресс-смазки от луб-
рикатора.
Циркуляционная система смазки (рис. 4.16.10) состоит из
масляного насоса 1, приводимого в действие от переднего торца
коленчатого вала, масляного фильтра 5, регулятора температуры 6,
охладителя масла 7, насоса предпусковой прокачки масла 2 и
насоса для заполнения гидромуфты 3.
Принцип действия системы следующий. Масло засасывается
масляным насосом из поддона фундаментной рамы и подается
под давлением в фильтр 5, где очищается, а затем направляется
на охладитель 7 через регулятор температуры 6. Холодное масло
перепускается мимо охладителя и поступает непосредственно в
двигатель, тем самым обеспечивается быстрый его прогрев.
327
Рис. 4.16.9. Схема турбокомпрессора:
1 — устройство для впрыска воды; 2 — корпус входного направляющего аппарата; 3 — направляющий аппарат;
4 — корпус компрессора; 5 — колесо компрессора, 6, 14 — лабиринтное уплотнение; 7, 9 — подшипник ротора;
8 — вал ротора; 10 — корпус турбины, 11 — осевое колесо; 12, 18 — гайка, 13 — радиальное колесо; 15 —
внутренний корпус турбины; 16— сопловый аппарат, 17— шестерня редуктора, 19 — уплотняющий фланец
Рис. 4.16.10. Схема циркуляционной системы смазки
Насос предпусковой прокачки 2 включается перед пуском
газомотокомпрессора и в момент его остановки. Насос 3 пред-
назначен для заполнения маслом гидромуфты турбокомпрессо-
ра перед его пуском, когда отсутствует давление в системе. За-
бор масла происходит непосредственно из всасывающей трубы
фундаментной рамы, и для исключения заноса посторонних ча-
стиц в линию заполнения гидромуфты включен фильтр 8.
Масло после охладителя подается под давлением в главную
магистраль, откуда поступает по отверстиям в перегородках фун-
даментной рамы к постелям коренных подшипников коленча-
того вала и далее по отверстиям к коленчатому валу и шатунным
подшипникам. От шатунных подшипников масло поступает к втул-
кам верхних головок шатунов для охлаждения головок поршней
двигателя, а затем через маслоуловители сливается в картер.
В конце напорной масляной магистрали предусмотрены ре-
дукционный клапан, открывающийся с повышением давления
масла выше нормального, и отводы для смазки подшипников
распределительного вала, направляющих крейцкопфа, подшип-
ников турбокомпрессора, привода вспомогательных механизмов
и для заполнения гидромуфты турбокомпрессора и лубрикатора.
329
Масляный насос шестеренчатый, с приводом от коленчатого вала
через кулачковую муфту. В его корпус встроен редукционный клапан,
перепускающий избыток масла во всасывающую полость насоса.
Фильтр масляный (рис. 4.16.11). Для очистки масла приме-
няют полнопоточный двухсекционный сетчатый фильтр. Каж-
дая его секция состоит из двух корпусов — верхнего и нижнего.
В верхнем закреплена центральная труба, на которую устанав-
Рис. 4.16.11. Фильтр масляный:
1 — крышка, 2 — корпус, 3 — задвиж-
ка, 4 — кран сливной, 5 — фильтрую-
щий пакет, 6 — трубка, 7 — манометр
ливается фильтрующий пакет 5,
состоящий из каркаса и филь-
трующих элементов. Сверху
пакет закрывают крышкой.
Секции соединены между со-
бой двумя кранами, выполня-
ющими функцию переключаю-
щего устройства. Конструкция
переключающего устройства
позволяет включать в работу
поочередно правую или левую
секцию, или обе вместе. Пере-
ключение секций производит-
ся поворотом маховичка.
Масло, входящее в фильтр,
попадает в верхний корпус,
проходит сквозь фильтрующие
элементы и после очистки по
центральной трубе попадает в
нижний корпус и выходит из фильтра. Степень загрязненности
фильтра оценивается по перепаду давления на входе и выходе,
который контролируется манометрами 7. Для выпуска воздуха из
корпусов предусмотрены трубки 6.
Насосы предпусковой прокачки масла и заполнения гидро-
муфты — шестеренчатые, автономные с электродвигателями, во
взрывобезопасном исполнении. Управление включения — от си-
стемы автоматики или от ручных кнопочных выключателей.
Система пресс-смазки. Для смазки цилиндров и сальников
газомотокомпрессора обычно применяют лубрикатор (рис.
4.16.12). В корпусе 1, который одновременно является маслоба-
ком, устанавливают такое число насосов 5, которое соответству-
ет числу смазываемых точек. Плунжер 5 засасывает масло через
330
приемное отверстие 4 и нагнетает
его через клапан 2 по отверстию
15 в промежуточную камеру 9,
прикрытую стеклом (машинист
через это стекло имеет возмож-
ность наблюдать за количеством
масла, подаваемого плунжером).
Масло, проходя через сетку 10 и
отверстие 11, поступает во второй
цилиндр, откуда плунжером 14 че-
рез клапан 13 и присоединитель-
ный штуцер 12 направляется к ме-
сту смазки. Лубрикатор имеет об-
Рис. 4.16.12. Лубрикатор
щий вал 7 и эксцентрики 8, охва-
тываемые вилкой 6, к которой подсоединены плунжеры 5 и 14.
Лубрикатор приводится в действие от коленчатого вала ком-
прессора через червячный редуктор. Кроме того, в период за-
пуска предусмотрена возможность привода плунжеров вручную.
Для предотвращения вытекания масла и прорыва газов на тру-
бопроводах установлены обратные клапаны шарикового типа.
Замкнутая система охлаждения обеспечивает охлаждение двига-
теля, турбокомпрессоров воздухонаддува и масла. Так как перепад
температур входящей и выходящей воды незначительный, то не воз-
никают большие температурные напряжения и деформации. Если
на газомотокомпрессоре применены компрессорные цилиндры с
водяным охлаждением, то используют системы открытого цикла.
Схема системы охлаждения показана на рис. 4.16.13. Основной
объем охлаждающей воды находится в расширительном баке 4, из кото-
рого она поступает к водяному насосу 3, обеспечивающему цирку-
ляцию воды в системе. Затем часть воды подается в водяную рубаш-
ку блока, другая часть идет через регулятор температуры 2 на охлаж-
дение в охладитель воды 1 и охладители масла и воздуха наддува.
При прогреве двигателя, когда температура воды низкая, часть
ее от водяного насоса 3 поступает непосредственно в блок цилин-
дров, другая (большая часть) перепускается регулятором темпера-
туры 2 мимо охладителя воды на охладитель масла и далее в блок
цилиндров. По мере прогрева двигателя регулятор температуры,
датчик которого врезан в трубу для воды, выходящей из двигателя,
начинает перепускать ее на охладитель воды.
331
Рис. 4.16.13. Схема системы охлаждения воды
При номинальном режиме основная часть воды от водяного
насоса подается на регулятор температуры 2, который перепус-
кает воду через охладитель воды 1 к охладителю масла 6 и к
охладителям воздуха наддува. В охладителе масла вода, охлаж-
дая масло, нагревается и поступает в блок цилиндров.
Температурный режим, а также необходимый перепад темпе-
ратур входящей и выходящей из двигателя, воды и масла уста-
навливают при наладке системы с помощью задвижек
Пройдя через зарубашечные пространства блока, втулки ци-
линдра и крышки, вода через коллектор сливается в расшири-
тельный бак Для обеспечения более интенсивного охлаждения
втулок силового цилиндра и крышек на выходе воды из рубаш-
ки блока предусмотрены шайбы, уменьшающие проходное се-
чение отводящих трубопроводов.
В системе охлаждения используют водяной насос центробеж-
ного типа с цепным приводом от коленчатого вала. Цепь — двух-
рядная втулочно-роликовая. Корпус привода насоса крепится к
фундаментной раме шпильками и фиксируется штифтами. Для
332
автоматического поддержания температуры воды установлен ди-
станционный регулятор температуры, перепускающий часть воды
на водяной охладитель или аппарат воздушного охлаждения.
Для регулирования параметров режима газомотокомпрессо-
ров МК-8 применяют комплексную пневматическую взрывобе-
зопасную систему, которая обеспечивает автоматизированный
контроль, защиту и управление технологическим агрегатом с аг-
регатного щита газомотокомпрессора или от системы централи-
зованного управления.
Система охлаждения обеспечивает:
1)	автоматический пуск, нормальную и аварийную остановку
агрегата;
2)	ручное управление агрегатом с агрегатного щита;
3)	дистанционное управление и контроль газомотокомпрес-
сора со щита системы централизованного управления;
4)	автоматическую защиту и сигнализацию с визуальным кон-
тролем параметров по приборам агрегатного щита;
5)	визуальную сигнализацию положения кранов магистраль-
ного газопровода, а также звуковую и визуальную сигнализацию
о нарушениях в работе агрегата;
6)	изменение подачи агрегата путем воздействия на регулятор
скорости или на регуляторы подачи компрессорных цилиндров;
7)	автоматическое регулирование количества подаваемого топ-
ливного газа воздействием на клапан соотношения топливный
газ — воздух наддува, а также автоматическое регулирование дав-
ления наддувочного воздуха;
8)	автоматическое регулирование уровня масла.
Автоматический пуск обеспечивается при выполнении сле-
дующих предпусковых условий:
—	температура масла в картере газомотокомпрессора должна
быть не менее 35 °C;
—	давление воздуха питания пневмосистемы автоматики —
не менее 0,125 МПа, давление пускового воздуха — не менее
1,5 МПа;
—	давление топливного газа перед коллектором газомотоком-
прессора должно быть не более 196,1 Па;
—	краны обводных линий и краны соединения обводных
линий компрессорных цилиндров с атмосферой должны быть
открыты;
333
—	кран для продувки воздухом, краны, установленные на тру-
бопроводах нагнетания и всасывания, должны быть закрыты.
Предупредительная звуковая и визуальная сигнализация сра-
батывает при достижении:
—	уровня масла в картере газомотокомпрессора на 20 мм выше
или 25 мм ниже заданных значений;
—	перепада давления, на фильтре масла более 0,07 МПа;
—	давления компримируемого газа на всасывающей линии
компрессорных цилиндров меньше заданного значения;
—	температуры воды на выходе из двигателя более 80 °C;
—	давления воздуха в пневмосистеме автоматики менее 0,125 МПа;
—	температуры выхлопных газов по цилиндрам менее 200 °C;
—	продолжительности пуска с набором нагрузки более 7 мин;
—	продолжительности остановки более 8 мин.
Газомотокомпрессор автоматически останавливается, если:
—	давление воздуха в пневмосистеме автоматики менее 0,11 МПа;
—	температура коренных подшипников более 75 °C;
—	температура подшипников ротора турбокомпрессора со сто-
роны турбины более 92 °C и со стороны компрессора более 86 °C;
—	температура масла в картере более 75 °C;
—	давление воздуха наддува более 0,07 МПа;
—	температура компримируемого газа на выходе любого ком-
прессорного цилиндра больше допустимой;
—	давление компримируемого газа на выходе каждой ступе-
ни сжатия газомотокомпрессора больше допустимого;
—	продолжительность запуска более 3 мин.
Аварийный останов газомотокомпрессора сопровождается
звуковой и визуальной сигнализацией и обеспечивается, если:
—	давление горячей воды на входе в двигатель менее 0,05 МПа;
—	температура воды на выходе из двигателя более 85 °C;
—	частота вращения коленчатого вала более 5,66 с ’;
—	частота вращения ротора турбокомпрессора более 125 с1;
—	давление в картере газомотокомпрессора более 0,001 МПа;
—	давление на выходе системы смазки менее 0,29 МПа;
—	температура отработанных газов по каждому цилиндру
более 420 °C;
—	температура отработанных газов перед турбиной более
440 °C, а после турбины — более 420 °C [14].
334
Центробежные компрессоры для добычи нефти
газлифтным способом
Компрессор типа 43ГЦ2-100/5-100 (рис. 4.16.14) предназна-
чен для компримирования нефтяного газа и подачи его в высо-
конапорную систему распределения при газлифтной эксплуата-
ции скважин. Он состоит из электродвигателя, соединенного
через мультипликатор с двумя корпусами сжатия: низкого (КНД)
и высокого (КВД) давлений [14].
Haiнеыние Всасывание
Рис. 4.16.14. Компрессор 43ГЦ2-100/5-110:
1 — корпус высокого давления; 2 — корпус низкого давления; 3 — муль-
типликатор, 4 — электродвигатель; 5— агрегат смазки; 6— блок маслоот-
водчиков низкого давления; 7 — блок маслоотводчиков высокого давле-
ния; 8 — агрегат уплотнений
335
Рис. 4.16.15. Газодинамическая характеристика
компрессора 43ГЦ2-100/5-ПО
Газодинамическая характеристика компрессора показана на
рис. 4.16.15.
Корпус — стальной кованый цилиндр с вертикальным разъе-
мом, закрываемый толстостенными крышками. Внутри него рас-
положен аэродинамический узел с ротором неразборного типа,
рабочие колеса которого крепятся на валу на горячей посадке.
Для предотвращения утечек газа предусмотрены гидравлические
(масляные) концевые уплотнения. Опоры валов компрессора и
мультипликатора — подшипники скольжения.
Мультипликатор одноступенчатый горизонтального типа с
эвольвентным зацеплением.
Охлаждение сжимаемого газа — воздушное.
Охлаждение приводного электродвигателя — антифризом
(смесь триэтиленгликоля с водой) или в летнее время — водой с
расходом 0,02 м3/с при давлении 0,294 МПа и температуре '’О °C.
Система смазки — циркуляционная принудительная со сво-
бодным сливом масла в бак. Во избежание износа подшипников
и уплотнений во время пуска и остановки в маслосистеме и си-
336
стеме уплотнений предусмотрены рабочие и резервные масло-
насосы с приводом от электродвигателей.
В зависимости от молекулярной массы компримируемого
нефтяного газа изготавливают пять модификаций компрессо-
ров, различающихся зубчатыми парами мультипликатора, обес-
печивающими соответствующую частоту вращения роторов
(табл. 4.16.3) [14].
Технические характеристики компрессора
Давление газа на входе в корпус низкого
давления, МПа......................................0,4...0,45
Температура газа на входе в корпус
низкого давления, °C............................... 10...40
Давление газа на выходе из корпуса высокого
давления, МПа......................................11,28
Содержание в газе капельной жидкости, мг/м3, не более.10,0
Содержание в газе механических примесей
с размером до 8 м, мг/м3, не более....................0,5
Число ступеней компрессора.............................18
В том числе:
корпус низкого давления..............................8
корпус высокого давления............................10
Диаметр, мм:
рабочих колес компрессора........................ 533,4
корпуса низкого давления (8 колес)...............419,4
корпуса высокого давления (2	колеса)............381,0
Номинальное давление в системе	смазки, МПа..........0,137
Давление масла, подаваемого
в подшипники, 102 МПа..............................2,45...4,9
Превышение давления масла, подаваемого
в концевые уплотнения, над давлением
уплотняемого газа, 102 МПа.........................3,42...4,9
Мощность электродвигателя, кВт...................... 6300
Частота вращения вала электродвигателя, с_|............50
Напряжение, В...................................... 10000
Масса электродвигателя, кг..........................21000
Габаритные размеры компрессорного агрегата, мм, не более:
длина............................................ 12700
ширина........................................... 7200
высота........................................... 3985
337
22 Ивановский
Таблица 4 16 3
Основные модификации компрессоров
Модификация компрессора	Расчетная молекулярная масса газа на номинальном режиме	Допускаемый диапазон изменения молекуляр- ной массы	Подача по условиям всасы- вания, м3/с	Потреб- ляемая мощность на расчетном режиме, кВт	Частота вращения ротора, с1		Температура газа на выходе из корпуса, С		Масса компрес- сора, кг
					на номи- нальном режиме	при работе со сменными зубчатыми парами	НИЗ- КОГО дав- ления	высо- кого давле- ния	
43ГЦ2-100/5 110	22,95	22,44 24,1	1,747	5074	151,7	153	156	141	80650
43ГЦ2 100/5 110М1	21,168	20,9 22,44	1,773	5220	158,0	151,7	164	144	83000
43ГЦ2-100/5 110М2	19,7	19,47 20,9	1,851	5568	165,0	173	171	148	81800
43ГЦ2 100/5 110МЗ	18,4	18,14 19,47	1,949	5868	172,0	153,165	160	153	81850
43ГЦ2 100/5-110М4	17,5	16,9 18,14	2,014	5884	180,0	172	188	160	80680
В комплект поставки компрессора 43ГЦ2-100/5-ПО входят
блоки промежуточного и концевого сепараторов, блоки проме-
жуточного и концевого аппаратов воздушного охлаждения мас-
ла, арматура, система автоматики и защиты.
Система автоматики и КИП обеспечивает дистанционный
пуск и останов компрессора; антипомпажную защиту; регулиро-
вание и контроль основных параметров, предупредительную и
аварийную сигнализацию; блокировку, разрешающую пуск ком-
прессора после выполнения всех предпусковых операций; от-
ключение компрессора при аварийных режимах.
Компрессор 43ЦКО-160/15 (рис. 4 16.16) — центробежная
двухкорпусная восьмиступенчатая машина, предназначенная для
компримирования углеводородных газов в газофракционирую-
щих установках, состоит из мультипликатора, электродвигателя,
агрегатов систем смазки, КИП и автоматики, регулирующей и
запорной арматуры.
Рис. 4.16.16. Компрессор типа 43ЦКО-160/15:
1 — электродвигатель, 2 — мультипликатор, 3 — корпус низкого давле-
ния, 4 — корпус высокого давления, 5 — газовая коммуникация, 6 —
охладитель газа, 7 — агрегат системы уплотнений, 8 — агрегат смазки
Корпуса — с горизонтальным разъемом, состоят из цилинд-
ра, ротора, пакета закладных деталей, подшипниковых камер,
подшипников и фундаментных плит.
Роторы — неразборного типа. Рабочие колеса, изготовлен-
ные из высокопрочных и легированных сталей, закреплены на
валу на горячей посадке. В данной конструкции компрессора
применены масляные концевые уплотнения вала.
339
Основные технические характеристики
компрессора 43ЦКО-160/15
Подача, м3/с.........................................2,67
Абсолютное давление, МПа:
на входе в компрессор..............................0,1
на выходе из компрессора..........................1,47
Температура газа, °C:
на входе в компрессор...............................40
на выходе из компрессора...........................170
Мощность на валу компрессора, кВт....................1250
Частота вращения ротора, с_|........................166,7
Мощность электродвигателя, кВт.......................1660
Частота вращения вала электродвигателя, с-1 ...........50
Напряжение, В....................................... 6000
Габариты, мм ............................ 11023x6140x5470
Масса, кг.......................................... 45000
Мультипликатор — горизонтального типа с одноступенчатой
зубчатой парой. Опоры валов мультипликатора и компрессора —
подшипники скольжения.
Система смазки — циркуляционная принудительная со сво-
бодным сливом масла в бак. Для обеспечения нормальной работы
подшипников компрессора в этой системе предусмотрен резерв-
ный (пусковой) масляный насос, включающийся в том случае, когда
основной насос не обеспечивает требуемого давления масла.
Система КИПиА предусмотрена для обеспечения дистанци-
онного пуска и останова; антипомпажной защиты; поддержания
заданного давления нагнетания дросселированием и перепус-
ком части газа с нагнетания на всасывание (в атмосферу); изме-
нения и дистанционного контроля основных параметров; пре-
дупредительной аварийной сигнализации; блокировки, разреша-
ющей пуск компрессора после выполнения всех предпусковых
операций; отключения компрессора при аварийных режимах.
Монтаж компрессорного агрегата осуществляется на двух уров-
нях; вспомогательное оборудование, система смазки и обводной
охладитель размещены на нулевой отметке и на площадках об-
служивания; корпуса компрессора, мультипликатор и электро-
двигатель — на втором этаже фундамента.
340
Таблица 4.16.4
Объемные доли (%) нефтяного газа
Компонент	К-380-103-1	К-890-121-1	
		Плотность 1,12 кг/м3	Плотность 0,857 кг/м3
Метан СНд	79,47	60, 2	80,6
Этан СзНб	5,05	16,8	9,0
Пропан CjH8	7,76	14,3	7,8
Н-бутан СЩю	1,49	6,1	2,4
Изобутан С4Н10	2,87	6,1	2,4
Н-пентан С5Н12	0,58	2,6	0,2
Изопан С5Н 12	0,68	2,6	0,2
Гексан	0,39		
Азот Nj	1,50	—	—
Углекислый газ СО2	0,21	—	—
На газоперерабатывающих заводах компримирование нефтя-
ного газа осуществляется с помощью электроприводных комп-
рессоров типа К-380-103-1 и К-890-121-1, рассчитанных для
работы на нефтяном газе, объемная доля которого (в %) указана
в табл. 4.16.4.
В газе не должно содержаться капельной влаги и жидких
фракций.
Запыленность газа при 20 °C и 0,101 МПа не должна превы-
шать 0,5 мг/м3.
Технические характеристики компрессоров приведены в табл.
4.16.5 [14].
Компрессор К-380-103-1 — двухкорпусной, десятиступен-
чатый. В корпусе низкого давления (КПД) и в корпусе вы-
сокого давления (КВД) расположено по пять ступеней сжатия.
Между этими корпусами установлен промежуточный газоохла-
дитель, соединенный с корпусами перепускными трубопрово-
дами. Привод осуществляется от синхронного электродвигате-
ля типа СТДП-6300-2У4 с помощью редуктора, повышающего
частоту вращения до 135 с *. Кроме того, предусмотрен второй
редуктор, обеспечивающий повышение частоты вращения до
290,75 с-1.
Маслосистема — открытая, циркуляционная, обеспечивает
подачу масла к подшипникам корпусов компрессора, редукто-
341
Таблица 4.16.5
Технические характеристики компрессоров
Параметр	К-380- 103-1	К-890- 121-1
Подача по сухому газу при 20 °C и 0,101 МПа, м3/с	10,67	20,4
Подача объемная по влажному газу, отнесенная к начальным		
условиям, м’/с	5,75	13,4
Давление газа, конечное на выходе из корпуса высокого		
давления, МПа	3,82	3,63
Температура газа на выходе из корпуса высокого давления, °C	155	200
Давление газа, начальное на входе в корпус низкого давления,		
МПа	0,186	0,157
Температура газа, начальная на входе в корпус низкого		
давления, °C	15	15
Влажность газа, относительная, %	100	100
Плотность сухого газа при 20 °C и 0,101 МПа, кг/м3	0,913	0,857...0,98
Мощность, потребляемая компрессором, кВт	5300	11500
Частота вращения роторов, с 1:		
корпуса низкого давления	135	101,3/93,9
корпуса высокого давления	290,75	179,4/166,3
Масса компрессора в объеме поставки (без главного		
электродвигателя), т:	37	120,7
корпуса низкого давления	9,2	36,0
корпуса высокого давления	4,1	12,0
Масса главного электродвигателя, т	21,6	29,5
ров и электродвигателя, на зубчатые передачи редукторов, на
зубчатые соединительные муфты и в узлы защиты компрессо-
ров. В комплект этой системы также входят маслоохладители с
фильтрами тонкой очистки, масляный бак с фильтрами, поплав-
ковая камера с инжектором, газоотделители и маслопроводы с
арматурой.
Подача масла осуществляется главным масляным насосом,
установленным на первом редукторе и приводящимся в дей-
342
ствие от его вала. Привод пускового и резервного маслонасо-
сов — от асинхронных двигателей.
Система управления, защиты, контроля и сигнализации со-
стоит из щита, на котором размещено дистанционное управле-
ние операциями пуска и остановки агрегата, аварийной и пре-
дупредительной сигнализации, датчиков параметров для конт-
роля температуры и давления на входе и выходе из компрессора,
подачи компрессора. Кроме того, в состав этой системы входят
устройства автоматической защиты от помпажа (автоматичес-
ким выпуском избыточного количества газа на факел); обратно-
го потока газа из сети в компрессор (установкой обратного кла-
пана на нагнетательном трубопроводе) и осевого сдвига роторов
корпусов сверх допустимого значения; повышения температуры
вкладышей подшипников агрегата сверх допустимой; пониже-
ния давления масла в системе смазки подшипников агрегата ниже
допустимой величины; понижения давления газа на входе в ком-
прессор ниже допустимого значения; повышения давления газа
на выходе из компрессора свыше 4,5 МПа (установкой предох-
ранительного клапана на нагнетательной линии компрессора).
Компрессор К-890-121-1 двухкорпусной, двенадцатиступен-
чатый с шестью ступенями сжатия в каждом корпусе и с проме-
жуточным охлаждением между корпусами.
Электродвигатель привода соединен через редуктор с корпу-
сом низкого давления, который, в свою очередь, с помощью
второго редуктора соединен с корпусом высокого давления.
Предусмотренное в зависимости от изменения плотности газа
изменение частоты вращения роторов осуществляется путем за-
мены зубчатой передачи первого редуктора.
Компрессор поставляют в виде следующих укрупненных блоков:
•	блока КНД, включающего корпус низкого давления, пер-
вый повышающий редуктор и фильтр тонкой очистки, смонти-
рованные на общей фундаментной раме;
•	блока КВД, включающего корпус высокого давления, вто-
рой повышающий редуктор и фильтр тонкой очистки, смонти-
рованные на общей фундаментной раме;
•	блока маслоснабжения, состоящего из смазочного бака, мас-
лоохладителей с фильтрами, пусковых смазочных насосов, по-
плавковых камер, инжектора, гидрозатвора и трубопроводов с
арматурой.
343
Маслосистема — принудительная циркуляционная, обеспе-
чивает подачу масла к подшипникам корпусов компрессора, ре-
дукторов и приводного электродвигателя, на зубчатые передачи
редукторов, зубчатые муфты, в узлы защиты и торцевые уплот-
нения. Конструктивное исполнение привода главного смазоч-
ного насоса аналогично приводу компрессора К-380-103-1. Так-
же предусмотрены два пусковых смазочных насоса с приводом
от асинхронных двигателей.
Концевые уплотнения торцевого типа установлены на кон-
цах валов между подшипниками и проточной частью корпусов
компрессора. Надежная работа уплотнения обеспечивается по-
дачей уплотнительного масла под давлением 0,198...0,226 МПа.
Уплотнительное масло проходит через концевые уплотнения и
поплавковые камеры, а затем через газоотделитель возвращает-
ся в маслобак.
Система автоматики и КИП в целом аналогична системе ав-
томатики компрессора К-380-103-1. Различие состоит в нали-
чии местного щита с приборами для пуска и останова агрегата,
размещенного непосредственно у компрессора, и автоматичес-
кой защиты компрессора от превышения свыше допустимого
значения вибрации валов роторов КНД и КВД.
Необходимо отметить, что значительное количество компрес-
сорных станций для газлифтной эксплуатации скважин в Запад-
ной Сибири оснащено импортными компрессорными установ-
ками. Наиболее часто встречаются компрессорные установки
фирм Ariel Gas Compressors (оппозитные), Atlas Copco (газомо-
токомпрессоры, центробежные компрессоры), Dresser-Rand (пор-
шневые и центробежные компрессоры).
РАЗДЕЛ 5.
БЕСШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
5.1. КЛАССИФИКАЦИЯ БЕСШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
Фонтанный и газлифтный (компрессорный и бескомпрес-
сорный) способы добычи нефти эффективны при достаточной
пластовой энергии и значительном газовом факторе. По мере
разработки месторождения пластовая энергия истощается, уве-
личивается обводненность добываемой жидкости, уменьшает-
ся относительное содержание газа в отбираемой смеси. Уро-
вень отбираемой жидкости в скважине снижается. Фонтанный
способ добычи нефти становится невозможным, а компрессор-
ный — неэффективным, и тогда они сменяются насосным спо-
собом добычи нефти.
Для добычи нефти используются штанговые и бесштанговые
насосы. Штанговые насосы имеют наземный (поверхностный)
привод, скважинный насос и длинную связь между ними, кото-
рая представляет собою колонну, составленную из металличес-
ких штанг.
Бесштанговые насосы имеют скважинный насос и скважин-
ный привод насоса, непосредственно соединенные между со-
бой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю (при элек-
троприводе) или по трубопроводу (при гидро- или пневмопри-
воде). Благодаря отсутствию длинной механической связи меж-
ду приводом и насосом бесштанговые насосы имеют значитель-
но большую мощность, чем штанговые. Это дает возможность
поддерживать большие отборы жидкости некоторыми видами
бесштанговых насосов. К таким насосам прежде всего относятся
погружные центробежные насосы с электроприводом. Ими про-
изводится наибольший отбор жидкости и нефти из скважин при
насосной эксплуатации. В Российской Федерации установками
345
погружных центробежных насосов, имеющих абривеатуру УЭЦН
(установки электроприводных центробежных насосов), оснаще-
но более 35% всех нефтяных скважин и добывается более 65%
всей нефти.
На рис. 5.1. дана краткая классификация известных бесштан-
говых насосных установок. Основной вид энергии для этих ус-
тановок — электроэнергия или энергия жидкости или газа, по-
даваемых с помощью различных видов коммуникаций к сква-
жинному двигателю. С помощью трансмиссии энергия от двига-
теля передается к скважинному насосу, который в зависимости
от условий эксплуатации может иметь разную конструкцию ос-
новных рабочих органов [2].
Большое разнообразие схем и конструкций лопастных, объем-
ных и инжекционных (струйных) насосов обусловливает обилие
возможных разновидностей скважинных агрегатов бесштанго-
вых насосов. Одних только схем поршневых насосов с объем-
ным поршневым приводом с золотниковым распределением (гид-
ропоршневых насосов) насчитывается более 1000.
В настоящее время широко применяются или проходят про-
мышленное испытание бесштанговые насосы около 10 разно-
видностей. Основные из них — центробежные, винтовые и пор-
шневые (диафрагменные) насосы с электроприводом, гидропор-
шневые, струйные с гидроприводом — рассмотрены в данной
главе. Переходным типом насосов от бесштанговых к штанго-
вым являются гидроштанговые насосы. Они также будут рас-
смотрены в пятом разделе книги.
Установки бесштанговых насосов имеют, кроме насоса и при-
вода, оборудование для управления, транспортировки энергии и т.п.
Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась
еще в начале XX века, когда А. С. Арутюнов вместе с В. К. Дол-
говым разработали скважинный агрегат, в котором центро-
бежный насос приводился в действие погружным электродви-
гателем.
Советские инженеры, начиная с 20-х годов, предлагали раз-
работку поршневых насосов с поршневым пневматическим дви-
гателем. Одним из первых такие насосы разработал М. И. Мар-
цишевский.
Разработка скважинного насоса с пневмодвигателем была
продолжена в АзИНмаше В. И. Документовым. Скважинные
346
Вид энергии, питающей погружные приводные двигатели																
Электрическая	Гидравлическая	Пневматическая													Гравитационная			
Виды коммуникаций, по которым энергия передается с поверхности Земли																
Одножильные кабели			Многожильные	Кабель + колонна	Коаксиальные	Параллельные кабели	НКТ	трубопроводы	трубопроводы													
Виды погружных двигателей																
Электрические роторные постоянного тока	Электрические роторные переменного тока (синхронные и асинхронные)			Электри- ческие роторные переменного тока (пара- метрические)			Электри- ческие роторные переменного тока (вентильные)			Электри- ческие линейные двигатели			Г идрав- лические (пневмати- ческие) объемные		Гидравли- ческие (пневмати- ческие) турбинные	
Виды трансмиссии от погружного двигателя к насосу																
Механическая зубчатая			Механическая фрикционная			Объемная гидропередача			Гидродина- мическая передача			Электродина- мическая передача			Электро- магнитная передача	
Виды скважинного насоса																
Объемные односторон- него действия		Объемные двусторон- него действия			Объемные дифференциаль- ного действия			Динами- ческие центробежные			Динами- ческие вихревые			Динами- ческие насосы трения		Вин- товые
Конструктивное исполнение основных элементов скважинных насосов																
Поршневые	Плунжерные				Диафраг- менные		Открытые колеса			Закрытые колеса			Одно- винтовые		Двухвин- товые	
Рис. 5.1. Классификация бесштанговых насосных установок для добьии нефти
£
центробежные насосы с электроприводом разрабатывались в
предвоенный период (А.А. Богданов, А.В. Крылов, Л.И. Штур-
ман и др.)- После Великой Отечественной войны были начаты
работы по созданию отечественных гидропоршневых насосов
(Л.Г. Чичеров, В.М. Калинин, А.С. Казак, В.Р. Розанцев и др.).
Промышленные образцы центробежных насосов с электро-
приводом и гидропоршневых насосов были разработаны в Осо-
бом конструкторском бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН).
Эта организация долгие годы являлась ведущей во всех рабо-
тах по скважинным бесштанговым насосам, в том числе и по
винтовым, диафрагменным и др. В настоящее время АО «ОКБ
БН-КОННАС» продолжает создание бесштанговых насосов но-
вых типов и типоразмеров и следит за рациональным примене-
нием разработанных конструкций.
Необходимо отметить, что представленная классификация
бесштанговых насосных установок для добычи нефти не являет-
ся чем-то незыблемым и может постоянно обновляться и допол-
няться новыми элементами, получающими путевку в жизнь в
результате научно-технического прогресса.
I
5.2. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ
НАСОСОВ С ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ
Принципиальные особенности установок
Нефтедобывающая промышленность постоянно нуждается в
насосах для отбора из скважин большого количества жидкости.
Естественно, что наиболее приспособлены для этих целей дина-
мические лопастные насосы. Из лопастных насосов наибольшее
распространение получили насосы с рабочими колесами цент-
робежного типа, поскольку они создают достаточно больший
напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса, имея
при этом приемлемые КПД и надежность.
Скважинный центробежный насос приводится в действие
погружным электродвигателем. Электроэнергия подводится к
двигателю по специальному кабелю, располагаемому в скважи-
не рядом с НКТ. Установка привода непосредственно около
348
насоса позволила просто решить задачу передачи энергии от
привода к скважинному насосу и использовать насосы большой
мощности. Широкое применение скважинных электропривод-
ных центробежных насосов (ЭЦН) обусловлено многими фак-
торами. При больших отборах жидкости из скважин установки
ЭЦН наиболее экономичны и наименее трудоемки при обслу-
живании по сравнению с компрессорной добычей и подъемом
жидкости насосами других типов. При больших подачах энерге-
тические затраты на установку относительно невелики. В этой
области работы КПД ее достаточно высок (до 0,35) Обслужива-
ние установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещают-
ся только станция управления и трансформатор, не требующие
постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко
поддается автоматизации и телеуправлению.
При использовании ЭЦН возможно применение эффектив-
ных средств уменьшения отложений парафина в подъемных тру-
бах. Применяются защитные покрытия НКТ, системы автома-
тической подачи специальных химических реагентов в скважи-
ну и автоматизированные установки со скребками, спускаемы-
ми на проволоке. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост,
так как станция управления и трансформатор не нуждаются в
устройстве фундаментов Эти два узла установки ЭЦН размеща-
ют обычно в легких будках или в шкафах. Межремонтный срок
работы установок ЭЦН составляет по Западной Сибири в сред-
нем около года. Применение новых конструктивных разрабо-
ток, а также усовершенствование способов диагностики, обслу-
живания и ремонта позволит в ближайшие годы увеличить меж-
ремонтные сроки в 1,5—2 раза.
Описание и параметры установок
Состав узлов установки ЭЦН и их расположение приведены
на рис. 5.2.
Скважинный насос является многоступенчатым и имеет от
80 до 500 и более ступеней.
Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в
его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой
жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Погруж-
ной электродвигатель — маслозаполненный, герметизированный.
349
Рис. 5.2. Установка электроприводного центробежного насоса:
7 — электродвигатель; 2 — гидрозащита; 3 — насос; 4 — кабельная линия;
5 — комплектное трансформаторное устройство; 6 — клапан спускной;
7— пояс; 8 — труба насосно-компрессорная; 9 — оборудование устья
скважины; 10 — выносной пункт подключения кабеля; 11 — клапан
обратный; 12 — газосепаратор; L и D, - длина и диаметральный габарит
насосного агрегата; D2 — диаметр резьбы НКТ
350
Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости име-
ется узел гидрозащиты. Вал двигателя соединен с валом гидро-
защиты и через него с валом насоса. При применении асинх-
ронных электродвигателей валы имеют частоту вращения 2800—
2950 мин1.
Установки, предназначенные для откачки жидкости с повы-
шенным содержанием газа, комплектуются модулями насосны-
ми-газосепараторами.
Электроэнергия с поверхности к двигателю подается по кабелю.
Рядом с НКТ идет круглый, а около насосного агрегата —
плоский кабель. Использование плоского кабеля позволяет не-
сколько увеличить диаметр насоса и двигателя, что благоприят-
но сказывается на их энергетические показатели.
Чтобы повысить эффективность использования внутреннего
диаметра обсадной колонны, необходимо до минимума сокра-
тить зазор между ней и агрегатом. Минимально допустимый за-
зор, гарантирующий безаварийный спуск и подъем оборудова-
ния, был найден и обоснован при помощи большого числа экс-
периментов и результатов практики.
Практика показывает, что минимальный зазор может быть
принят 6 мм. По внутреннему размеру обсадных колонн и при-
нятому зазору выбирают габариты погружного агрегата.
Возможны три варианта расположения насоса, двигателя и
токоподводящего плоского кабеля, определяющих габарит по-
гружного агрегата (рис. 5.3). В первом случае (рис. 5.3, а) габа-
рит погружного агрегата А тах равен диаметру двигателя Од, а
диаметр насоса DH и высота плоского кабеля hK вписываются в
габарит двигателя. В этом случае можно получить большую мощ-
ность и иметь высокий КПД электродвигателя. Однако максималь-
ная подача будет уменьшена, так как подача центробежного насоса
зависит от диаметра рабочего колеса в кубе, т.е. Q= f (DH3).
Рис. 5.3. Схема компоновки скважинного насосного агрегата
351
При третьем варианте (рис. 5.3, в) DH = D;i, а габарит погружно-
го агрегата определяется суммой размеров двигателя (или насоса),
плоского кабеля и защитных устройств (защитных кожухов или
ребер). Подача центробежного насоса при таком варианте располо-
жения узлов агрегата будет максимальной, но мощность электро-
двигателя при этом уменьшится. В отечественной и мировой прак-
тике в основном применяют промежуточный вариант (рис. 5.3, б).
Окончательный выбор диаметров насоса и двигателя опреде-
ляется наиболее выгодным соотношением КПД насоса и двига-
теля при минимальных потерях энергии в кабеле и трубах [10].
В некоторых случаях плоский кабель применяется на всей
глубине спуска, в том числе и у НКТ. При этом требуется строго
следить за правильным размещением кабеля, с тем, чтобы он не
становился ребром к трубам, что может привести к его повреж-
дению при спуске. Необходимо отметить и проблему теплоотво-
да от средней жилы плоского кабеля, что в сочетании с высокой
температурой откачиваемой жидкости приводит зачастую к пе-
регреву изоляции средней жилы и отказу установки по кабелю.
Трансформатор применяют для повышения напряжения тока,
получаемого от промысловой сети (обычно 380 В). У двигателя
напряжение обычно больше (400—2000 В и выше). Кроме того,
трансформатор необходим для компенсации снижения напря-
жения в длинном кабеле.
Станция управления позволяет включать и отключать уста-
новку вручную или автоматически по заданной программе и от-
ключать ее при аварийном режиме работы. Кроме того, станция
имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, а в не-
которых модификациях — и другие параметры (например — со-
противление изоляции кабеля). Современные станции управле-
ния позволяют задавать и поддерживать необходимые режимы
работы системы «пласт — скважина — насосная установка» и про-
водить диагностику работоспособности УЭЦН.
Колонна НКТ оборудуется обратным 7 и спускным 9 клапа-
нами (см. рис. 5.2). Обратный клапан размещается в специаль-
ной муфте с конической внутренней резьбой НКТ на концах.
Обратный клапан имеет в муфте седло, шар и ограничитель подъе-
ма шара. В некоторых конструкциях обратных клапанов приме-
няются другие виды запирающего элемента (конус, тарель).
Обратный клапан позволяет при остановках насоса сохранить
352
в колонне НКТ жидкость. Таким образом, при остановке жид-
кость не сливается из труб в скважину и не тратится время на
заполнение труб при каждой остановке насоса. Кроме того, об-
легчается запуск установки. Запуск происходит при заполненной
жидкостью колонне подъемных труб, т.е. при большом напоре.
Этот напор можно еще более увеличить, закрыв на устье выкид-
ную задвижку. При больших напорах центробежный насос (по
сравнению с малыми напорами и большей подачей), как извест-
но, требует меньшей приводной мощности. Поэтому облегчается
запуск установки, особенно при больших глубинах подвески.
Спускной клапан позволяет освободить колонну труб от жид-
кости перед подъемом агрегата из скважины, если в колонне
установлен обратный клапан. Спускной клапан расположен в
специальной муфте, которая встраивается в колонну труб. В муфту
ввернут ниппель с внутренним отверстием, сообщающимся с
полостью скважины и закрытым в колонне труб. Ниппель выс-
тупает внутри труб так, что при сбросе в трубы ломика после-
дний ломает ниппель и открывающееся отверстие ниппеля со-
единяет трубы с полостью скважины. Жидкость переливается по
этому отверстию из труб в скважину. Применение такого спуск-
ного клапана не рекомендуется, если в установке используют
скребок для очистки труб от парафина. При обрыве проволоки,
на которой спускается скребок, он падает и ломает ниппель,
происходит самопроизвольный перепуск жидкости в скважину,
что приводит к необходимости подъема агрегата. Поэтому при-
меняются спускные клапаны и других типов, приводимые в дей-
ствие за счет повышения давления в трубах, без спуска ломика.
Установки ЭЦН в России разработаны для скважин с обсад-
ными колоннами 127, 140, 146 и 168 мм. Для обсадных колонн
размера 146 и 168 мм имеются погружные агрегаты двух габари-
тов. Один предназначен для скважин с наименьшим внутрен-
ним диаметром (по ГОСТу) обсадной колонны. В этом случае
и агрегат ЭЦН имеет меньший диаметр, а, следовательно, и
меньшие предельные величины рабочей характеристики (на-
пор, подача, КПД). Агрегат других габаритов предназначен для
наиболее распространенных скважин с большим внутренним ди-
аметром. Здесь агрегаты и их параметры могут быть большими
(табл. 5.1). В таблице в скобках показана перспектива увеличе-
ния параметров установок [21].
353
23 Ивановский
Таблица 5 1
Некоторые параметры погружных агрегатов ЭЦН
Диаметр обсадной колонны, мм		Данные агрегата		
номинальный	наименьший внутренний	Габариты, мм	Наибольшая подача, м3/сут	Номинальная мощность двигателя, кВт
127/140	112	96	200 (250)	63 (90)
146	121,7	113	200 (350)	90 (125)
146	130	117	500 (700)	125 (180)
168	144,3	123	1250 (1500)	250 (500)
168	148,3	>30	1500 (2000)	360 (750)
Каждая установка имеет свой шифр, например, УЭЦН5А-500-800,
в котором приняты следующие обозначения: цифра (или цифра
и буква) после УЭЦН обозначает наименьший допустимый внут-
ренний диаметр обсадной колонны, в которую он может быть
спущен, Цифра «4» соответствует диаметру 112 мм, цифра «5» со-
ответствует 122 мм, «5А» — 130 мм, «6» — 144 мм и «6А» — 148 мм;
второе число шифра обозначает номинальную подачу насоса
(в м3/сут) и третье — примерный напор в метрах. Значения по-
дачи и напора даны для работы на воде.
В последние годы номенклатура выпускаемых установок цен-
тробежных насосов значительно расширилась, что нашло отра-
жение и в шифрах выпускаемого оборудования. Так, установки
ЭЦН, выпускаемые фирмой АЛНАС (г. Альметьевск, Татарстан),
в шифре имеют заглавную букву «А» после надписи «УЭЦН»,
а установки Лебедянского механического завода (АО «Лемаз»,
г. Лебедянь Курской обл.) имеют заглавную букву «Л» перед над-
писью «УЭЦН». Установки центробежных насосов с двухопор-
ной конструкцией рабочего колеса, предназначенных для отбо-
ра пластовой жидкости с большим количеством механических
примесей, имеют в своем шифре «2» после буквы «Л» и перед
надписью УЭЦН (для насосов фирмы «Лемаз»), букву «Д» после
надписи «УЭЦН» (для насосов «АО «Борец»), букву «А» перед
354
цифрой габарита установки (для насосов АЛНАС). Коррозион-
ностойкое исполнение УЭЦН отражается буквой «К» в конце
шифра установки, термостойкое — буквой «Т». Конструкция ра-
бочего колеса с дополнительными вихревыми лопатками на зад-
нем диске (фирма «Новомет», г. Пермь) имеет в шифре насоса
буквенное обозначение ВННП. На рис. 5.4 указана структура
условного обозначения электроприводных центробежных насо-
сов для добычи нефти российского производства [22].
X ЭЦН X X X XX XX X
Цифра «1» обозначает насос с газосепа-
ратором по ТУ 3665-020-00220440-94,
номер модификации по ТУ 3665-026-
00220440-96 или варианты конструктив-
ного исполнения по ТУ 3631-025-
21945400-97, по ТУ 3631-00217930-
004-96 буква Л обозначает завод-
изготовитель — «ЛЕМАЗ», цифра —
номер модификации
Центробежный насос с приводом от
погружного электродвигателя
По ТУ 3631-025-21945400-97 буква А
обозначает завод-изготовитель —
«АЛНАС», по ТУ 3665-004-00217780-98
буква Д обозначает двухопорность
ступени, по остальным ТУ буква М
обозначает модульность
Буквы К, Т и КТ обозначают соот-
ветственно коррозионностойкое,
теплостойкое или коррозионно-
теплостойкое исполнения
Группа насоса
Подача насоса, м’/сут
Напор насоса, м
Буква Г обозначает насос, эксплуати-
руемый с газосепаратором по
ТУ 3665-026-00220440-96
Рис. 5.4. Структура условного обозначения электроприводных центробежных
насосов для добычи нефти российского производства
355
Погружные центробежные насосы для добычи нефти, газосе-
параторы и погружные двигатели для УЭЦН производятся в
России в соответствии с техническими условиями, разработан-
ными фирмами-изготовителями [22].
Длина сборки насоса, газосепаратора и двигателя с гидроза-
щитой может достигать 25 м и более. Все это вызвало необходи-
мость принять частоту вращения вала наибольшей при условии
работы без каких-либо преобразователей. Частота вращения при
частоте тока 50 Гц синхронная — 3000 мин ', а с учетом сколь-
жения — 2800—2950 мин1. Для увеличения подачи и напора ра-
бочей ступени центробежного насоса за счет увеличения часто-
ты вращения ротора насоса применяются специальные испол-
нения погружных двигателей (например, — вентильные) или пре-
образователи частоты питающего электродвигатель электричес-
кого тока (ЧПТ).
Особенности конструкции насосов и двигателей, условия их
эксплуатации в агрессивной среде, при повышенной темпера-
туре, необходимость работать в течение нескольких месяцев
без осмотра и профилактичес^х ремонтов поставили перед кон-
структорами и технологами ряд сложных задач. При этом были
созданы эффективные, высоконапорные ступени насоса (рабо-
чие колеса и направляющие аппараты) с диаметром колеса 50—
80 мм, найдены технологические приемы изготовления валов
длиной до 6—7 м и диаметром 17—26 мм, точных прямолиней-
ных корпусов длиной до 6 м с внутренним диаметром 70—100 мм
и т.д. Большой опыт отечественного и мирового насосострое-
ния, высокий уровень развития технологических процессов в
машиностроении способствовали успешному решению этих за-
дач.
Рассмотрим подробней основные узлы установки центробеж-
ного насоса, их расчет, пути совершенствования установок и
перспективы расширения областей их применения.
5.2.1. ПОГРУЖНЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ
Как уже указывалось ранее, скважинные центробежные на-
сосы являются многоступенчатыми машинами. Это обусловле-
но в первую очередь малыми значениями напора, создаваемым
одной ступенью (рабочим колесом и направляющим аппаратом).
356
В свою очередь небольшие значения напора одной ступени (от 3
до 6—7 м водяного столба) определяются малыми величинами
внешнего диаметра рабочего колеса, ограниченного внутренним
диаметром обсадной колонны и размерами применяемого сква-
жинного оборудования — кабеля, погружного двигателя и т.д.
Конструкция скважинного центробежного насоса может быть
обычной и износостойкой, а также повышенной коррозионной
стойкости. Диаметры и состав узлов насоса в основном одина-
ковы для всех исполнений насоса.
Скважинный центробежный насос обычного исполнения
предназначен для отбора из скважины жидкости с содержани-
ем воды до 99%. Механических примесей и в откачиваемой
жидкости должно быть не более 0,01 массовых % (или 0,1 г/л),
при этом твердость механических примесей не должна превы-
шать 5 баллов по Моосу; сероводорода — не более 0,001%. По
требованиям технических условий заводов-изготовителей, со-
держание свободного газа на приеме насоса не должно превы-
шать 25%.
Центробежный насос коррозионностойкого исполнения пред-
назначен для работы при содержании в откачиваемой пластовой
жидкости сероводорода до 0,125% (до 1,25 г/л).
Износостойкое исполнение позволяет откачивать жидкость с
содержанием механических примесей до 0,5 г/л.
Рабочим органом сква-
жинного центробежного
насоса служит ступень на-
сосная (СН) с цилиндричес-
кими (ЦЛ) или наклонно-
цилиндрическими лопатка-
ми (НЦЛ), состоящая из ра-
бочего колеса и направля-
ющего аппарата (рис. 5.5).
Рис. 5.5. Ступень ЭЦН
1 — направляющий аппарат, 2,4 —
кольцевые безлопаточные камеры,
3 — рабочее колесо, 5 — нижняя
опорная шайба; 6 — защитная
втулка, 7 — верхняя опорная шай-
ба, 8 — вал
357
Ступени с ЦЛ применяются на номинальные подачи до
125 м3/сут (включительно) в насосах с наружным диаметром 86
и 92 мм, до 160 м3/сут в насосах с диаметром 103 мм и до 250 м3/сут
в насосах с диаметром 114 мм.
Ступени с НЦЛ применяются в насосах с большей подачей.
В области своего применения ступени с НЦЛ имеют более вы-
сокий КПД и более, чем в 1,5 раза увеличенную подачу, чем
ступени с ЦЛ в тех же диаметральных габаритах. Наружный ди-
аметр ступеней 70, 80, 90 и 100 мм.
Ступени размещаются в расточке цилиндрического корпуса
каждой секции. В одной секции насоса может размещаться
от 39 до 200 ступеней в зависимости от их монтажной высоты.
Максимальное количество ступеней в насосах достигает 550 штук.
Для возможности сборки ЭЦН с таким количеством ступе-
ней и разгрузки вала от осевой силы применяется плавающее
рабочее колесо. Рабочее колесо в насосе не фиксируется на валу
в осевом направлении и удерживается от проворота призмати-
ческой шпонкой. Колесо может свободно перемещаться в осе-
вом направлении в промежутке^граниченном опорными по-
верхностями направляющих аппаратов.
Колесо опирается на индивидуальную для каждой СН осевую
опору, состоящую из опорного бурта направляющего аппарата
предыдущей ступени и антифрикционной износостойкой шай-
бы, запрессованной в расточку рабочего колеса; при этом утечка
через переднее уплотнение колеса практически равна нулю. Но
механический КПД ступени с плавающим рабочим колесом сни-
жается из-за потерь трения в нижней опоре колеса. Величина
этих потерь в первом приближении пропорциональна осевой
силе, действующей на рабочее колесо ступени.
Относительная характеристика ступени насоса представлена
на рис 5.6. Под относительной величиной понимается отноше-
ние фактической величины к соответствующей величине на оп-
тимальном режиме, при котором КПД достигает максимального
значения [22].
На режимах, примерно на 10% превышающих подачу нуле-
вой осевой силы, рабочее колесо СН может «всплыть», т.е. пере-
меститься вверх вплоть до упора, выполненного в виде верхней
осевой опоры, состоящей из опорного бурта на направляющем
аппарате и шайбы, запрессованной в расточку рабочего колеса.
х
358
Рис. 5.6. Относительная
характеристика ступени:
1 — относительный КПД (Л);
2 — относительный напор (Н),
3 — относительная осевая сила
(Р ), 4 — относительная мощ-
ность (TV), q — относительная
подача, Q — фактическая по-
дача, Qo — оптимальная пода-
ча, соответствующая макси-
мальному КПД
Всплытие рабочего колеса сопровождается скачкообразным сни-
жением напора, КПД и резким повышение потребляемой мощ-
ности при увеличении подачи. При уменьшении подачи от ре-
жима открытой задвижки рабочее колесо может опускаться в
нижнее положение при значениях относительной подачи q =
0,9-1,0.
Наиболее распространенный в настоящее время способ раз-
грузки колеса от осевой силы в ступенях с НЦЛ — создание при
помощи выполненного у колеса второго верхнего уплотнения
камеры за ведущим диском колеса, в котором давление с помо-
щью отверстий в ведущем диске уравнивается с давлением у входа
в колесо (рис. 5.7, а). Разгрузка рабочего колеса позволяет суще-
ственно снизить осевую силу. Такие ступени по сравнению с
аналогичными ступенями с неразгруженными рабочими колеса-
ми имеют ряд преимуществ: повышенный ресурс работы инди-
видуальной нижней опоры рабочего колеса, увеличенный КПД
ступени.
Недостатками ступеней с разгруженными рабочими колеса-
ми является усложнение технологии и повышение трудоемкости
изготовления, функциональный отказ способа разгрузки при
засорении разгрузочных отверстий и при износе верхнего уп-
лотнения рабочего колеса.
Усиление пары индивидуальной осевой опоры и межступен-
ного уплотнения СН может быть достигнуто применением дву-
хопорной конструкции ступени (рис. 5.7, б). Двухопорная кон-
струкция СН имеет по сравнению с одноопорной ступенью, по-
359
a
б
Рис. 5.7. Конструкции ступеней:
а — с разгруженным рабочим
колесом, б — двухопорная
1 — корпус, 2 — направляю-
щий аппарат, 3 — рабочее
колесо
вышенный ресурс индивидуальной нижней пяты ступени, более
надежную изоляцию вала от абразивной и коррозионно-агрес-
сивной протекающей жидкости, увеличенный ресурс работы и
большую жесткость вала насоса из-за увеличенных осевых длин
межступенных уплотнений, служащих в ЭЦН помимо уплотне-
ния дополнительными радиальными подшипниками.
Двухопорная конструкция ступени по сравнению с одноопор-
ной более трудоемка в изготовлении.
В погружном центробежном насосе для добычи нефти в за-
висимости от перекачиваемой продумай, в первую очередь,
изнашиваются поверхности трения осевых и радиальных опор, в
том числе осевых опор рабочих колес и радиальных межступен-
ных уплотнений, а также поверхности каналов, контактирую-
щие с потоком перекачиваемой жидкости. Повышение надеж-
ности и долговечности ступеней достигается путем уменьшения
осевой силы, действующей на рабочие колеса, усиления пары
трения осевой и радиальной опор, использования соответствую-
щих износостойких и коррозионностойких материалов, умень-
шением действия радиальных сил на ротор путем повышения
точности изготовления, балансировки рабочих колес.
Ответственной с точки зрения повышения надежности СН
является верхняя пята рабочего колеса. Рабочее колесо работает
на верхней пяте кратковременно на пусковых режимах и на ре-
жимах, лежащих правее рекомендованного диапазона подач, т.е.
в режимах возможного всплытия рабочего колеса. При наруше-
нии правил эксплуатации — установлении рабочего режима ре-
гулированием подачи от открытой задвижки — всплывшее рабо-
360
чее колесо может не опускаться в свое нижнее положение и
продолжительное время будет работать на своей верхней пяте.
Условия трения в верхней пяте рабочего колеса менее благо-
приятные, чем условия трения нижней пяты из-за меньшего
перепада давления в пяте, и, следовательно, худшей смазки по-
верхности трения.
Износ поверхности каналов СН, контактирующих с потоком
жидкости, возникает в случае применения СН для перекачива-
ния жидкостей, содержащих механические примеси, твердость
которых превышает твердость материалов СН.
В насосах типа ЭЦН, ЭЦНИ и ЭЦНК используются ступени
с одними и теми же проточными частями. Ступени в насосах
разных исполнений отличаются друг от друга материалами ра-
бочих органов, пар трения и некоторыми конструктивными эле-
ментами [22].
Значительные отличия имеет насосная ступень, разработан-
ная и выпускаемая фирмой «Новомет» (рис. 5.8).
Рабочее колесо 3 имеет на своем верхнем (заднем) диске ра-
диальные лопатки 2, которые вместе с нижним диском направ-
ляющего аппарата 1 образуют упрощенную конструкцию вихре-
вого насоса. Такая конструкция обеспечивает целый ряд пре-
имуществ: во-первых, на 15—25% увеличивается напор ступени,
080
Рис. 5.8. Ступени
центробежно-вихревого насоса
фирмы «Новомет»
1 — направляющий аппарат,
2 — радиальные лопатки, 3 —
рабочее колесо, 4 — нижняя
опорная шайба, 5 — подвод
жидкости, 6 — защитная втул-
ка, 7— верхняя опорная шай-
ба, 8 — вал
361
что позволяет либо увеличивать напор насоса при сохранении
длины насоса, либо уменьшить длину насоса при постоянной
величине напора. Во-вторых, наличие вихревой ступени обеспе-
чивает гомогенизацию газожидкостной смеси (ГЖС), что позво-
ляет работать погружному насосу с повышенным содержанием
свободного газа на приеме (до 35% по объему). В третьих, нали-
чие радиальных лопаток на верхнем диске снижает величину
осевой нагрузки, действующей на рабочее колесо, что увеличи-
вает ресурс нижней опорной шайбы 4 рабочего колеса. Надеж-
ность и КПД насоса производства фирмы «Новомет» повышает
и то, что рабочее колесо выполняется методом порошковой ме-
таллургии [23].
Осевые опоры и радиальные подшипники
вала насоса
При работе насоса осевые усилия от рабочих колес переда-
ются на направляющие аппараты и на корпус насоса.
При этом на вал насоса действует осевая сила от перепада
давления на торец вала и осевая сила, действующая на рабочие
колеса, прихваченные к валу из-за налиФтя в пластовой жидко-
сти коррозионно-активных элементов и механических приме-
сей. Для восприятия осевых сил, действующих на вал, в конст-
рукции насоса предусмотрены осевые опоры.
Осевые усилия в таком насосе воспринимаются осевой опо-
рой вала самого насоса (в отечественных конструкциях ЭЦН —
рис. 5.9) или осевой опорой гидрозащиты (большая часть насо-
сов импортного производства).
В секции или модуль-секции насоса (рис. 5.9, а) обычного
исполнения применяется упорный подшипник или гидродина-
мическая пята (рис. 5.10), состоящий из кольца 1 с сегментами
на обеих плоскостях, устанавливаемого между двумя гладкими
шайбами 2, 3.
Сегменты на шайбе пяты 1 выполнены с наклонной по-
верхностью с углом а = 5—7° и плоской площадкой длиной
(0,5—0,7)Л (где L — полная длина сегмента). Ширина сегмента
В равна (1...1,4)£. Для компенсации неточностей изготовления
и восприятия ударных нагрузок под гладкие кольца помещены
эластичные резиновые шайбы-амортизаторы 4, 5, запрессован-
362
Рис. 5.9. Схема скважинного центробежного насоса
с колесами плавающего типа
Рис. 5.9, а. Модуль-секция насоса:
1 — головка; 2 — вал; 3 — опора; 4 — верхний подшипник; 5 — кольцо;
6 — направляющий аппарат; 7 — рабочее колесо, 8 — корпус; 9 — ниж-
ний подшипник; 10— ребро, 11 — основание
ные в верхнюю 6 и нижнюю 7 опоры. Осевая сила от вала пере-
дается через пружинное кольцо <? опоры вала и дистанционную
втулку 9 упорному подшипнику.
Гидродинамическая пята выполнена с радиальными канавка-
ми, скосом и плоской частью на поверхности трения о подпят-
ник. Она обычно изготавливается из бельтинга (технической
ткани с крупными ячейками), пропитанного графитом с рези-
ной и завулканизированного («запеченного») в пресс-форме. При
вращении пяты жидкость идет от центра к периферии по канав-
кам, попадает под скос и нагнетается в зазор между плоскими
частями подпятника и пяты. Таким образом, подпятник сколь-
363
Рис. 5.10. Упорный подшипник ЭЦН	i
зит по слою жидкости. Такое жидкостное трение (не в пуско-
вом, а в рабочем режиме пяты) обеспечивает низкий коэффици-
ент трения, незначительные потери энергии на трение в пяте,
малый износ деталей пяты при достаточном осевом усилии, ко-
торое она воспринимает.
364
Радиальный подшипник ЭЦН воспринимает радиальные на-
грузки, возникающие при работе насоса. Радиальный подшип-
ник (рис. 5 11) состоит из опорной втулки с вкладышем, кото-
рые является неподвижными деталями и втулки, вращающейся
вместе с валом. В каждой модуль-секции насоса обычного ис-
полнения вал имеет два радиальных подшипника — верхний и
нижний, а в модуль-секциях насосов износостойкого исполне-
ния кроме перечисленных радиальных подшипников использу-
ются промежуточные радиальные опоры.
7	2
Рис. 5.11. Радиальный подшипник ЭЦН
Достаточно широко используется конструкция насоса с «пла-
вающим низом», при которой осевая нагрузка, действующая на
ротор секции насоса, воспринимается частью (около 40%) верх-
них ступеней, рабочие колеса которых жестко закреплены на
валу, рабочие же колеса нижних ступеней выполнены плаваю-
щими [22].
За счет такой конструкции в модуль-секции насоса образует-
ся гребенчатая пята.
Фиксирование колес на валу осуществляется между нижни-
ми 7и верхними 3 полукольцами, помещенными в соответствую-
щие кольцевые проточки (рис 5.11, а). Два полукольца /запира-
ются ступицей первого из закрепленных на валу рабочего колеса.
Распор ступиц рабочих колес достигается вращением специ-
альной гайки относительно втулки, имеющей наружную резьбу.
365
Упором для специальной гайки служат два полукольца, поме-
щенные в верхнюю расточку вала
Еще одним вариантом является конструкция насоса с зак-
репленными на валу, распертыми рабочими колесами, при ко-
торой все рабочие колеса модуль-секции фиксируются на валу.
Обычно такое исполнение выполняется на коротких модуль-сек-
циях длиной до 2,4 м, которые могут помещаться над модуль-
секцией насоса, выполненным с плавающим низом, гребенча-
тая пята которой воспринимает осевую силу этой модуль-сек-
ции. При ином конструктивном исполнении осевая сила, дей-
ствующая на ротор секции насоса с «плавающим низом», пере-
дается на осевую опору протектора (рис. 5.11, а) [22].
Рис. 5.11, а. Центробежный насос с передачей осевой нагрузки
с рабочих колес на вал
1 — головка, 2 — верхний подшипник, 3 — верхнее полукольцо, 4 — стяж-
ная гайка, 5— вал, 6— распертое рабочее колесо, 7 — нижнее полукольцо,
8 — корпус, 9 — плавающее рабочее колесо, 10 — направляющий аппарат,
11 — нижний подшипник, 12 — основание, 13 — шлицевая муфта
Поперечные (радиальные) усилия в секции насоса, предназ-
наченного для откачки неабразивной жидкости, воспринимают-
ся двумя концевыми радиальными подшипниками, корпуса ко-
торых размещены в головке и корпусе входного модуля или в
нижней части секции.
В радиальных подшипниках использована пара трения сколь-
жения, материал которой зависит от условий эксплуатации.
Кроме того, поперечные усилия в секции воспринимаются
радиальными подшипниками, функции которых выполняют пары
трения, образованные ступицами рабочих колес и расточками
направляющих аппаратов.
На рис. 5.9 показан скважинный центробежный насос в сбо-
ре. Осевое усилие, действующее на вал, воспринимается гидро-
366
динамической пятой 1 Вал 3 расположен в радиальных под-
шипниках скольжения 2 и 8 Радиальными подшипниками вала
являются и опоры скольжения у втулок вала и внутреннего диа-
метра направляющих аппаратов 5 у каждой ступени Крутящий
момент передается от вала к рабочим колесам 7 через шпонку 6.
Вся сборка ротора насоса размещена в корпусе 4 и сжата сверху
корпусом подшипника 2, а внизу — основанием 10, на котором
размещена приемная сетка 9. В верхней части насоса на корпус
подшипника 2 навернута ловильная головка насоса, в которой
имеется резьба для соединения с НКТ. Вал насоса соединяется с
валом гидрозащиты шлицевой муфтой 11.
Для создания высоконапорных скважинных центробежных
насосов в насосе приходится устанавливать множество ступеней
(до 550 штук). При этом они не могут разместиться в одном
корпусе, поскольку длина такого насоса (15—20 м) затрудняет
транспортировку, монтаж на скважине и изготовление корпуса.
Высоконапорные насосы составляются из нескольких модуль-
секций. Длина корпуса в каждой секции не более 6 м Корпус-
ные детали отдельных модуль-секций соединяются фланцами с
болтами или шпильками, а валы — шлицевыми муфтами Каж-
дая секция насоса имеет верхнюю осевую опору вала, вал, ради-
альные опоры вала, ступени Приемную сетку имеет только вход-
ной модуль насоса (рис. 5.12, а), расположенный в нижней сек-
ции или в модуле насосном-газосепараторе. Ловильную модуль-
головку имеет только верхняя секция насоса (рис. 5.12,6) Модуль-
секции высоконапорных насосов могут иметь длину меньшую, чем
7
Рис. 5.12, а. Модуль входной насоса
1 — основание, 2 — вал, 3 — втулка подшипника,
4 — сетка, 5 — защитная втулка, 6 — шлицевая муфта
367
Рис. 5. 12, б. Модуль-головка насоса
1 — кольцо уплотнительное, 2 — ребро, 3 — корпус
6 м (обычно длина корпуса насоса составляет 3, 4 и 5 м), в зависи-
мости от числа ступеней, которые надо в них разместить.
При отборе насосом жидкости с небольшим содержанием
механических примесей и достаточной смазкой (наличие в жид-
кости нефти) насосы обычного исполнения обеспечивают дли-
тельную эксплуатацию скважины без их ремонта.
В насосе имеются пары трения: текстолит по чугуну в осевых
опорах рабочего колеса в ступени; латунная втулка, надетая на
вал между рабочими колесами, или удлиненная чугунная ступи-
ца рабочего колеса по чугуну направляющего аппарата; проре-
зиненный и графитизированный бельтинг по закаленному и
шлифованному стальному подпятнику в пяте насоса. Все эти
пары трения достаточно долговечны при соответствующих усло-
виях эксплуатации. При большой обводненности они работос-
пособны в течение 100—200 сут, а при достаточно большом ко-
личестве нефти в отбираемой жидкости насос может работать
без ремонта от года до нескольких лет (есть примеры работы
агрегатов ЭЦН без подъема из скважин в течение 3—5 лет).
Скважинные центробежные насосы могут быть выполнены
и для осложненных условий эксплуатации, например — для
отбора жидкости с большим содержанием песка, отбора силь-
но обводненной жидкости с повышенной коррозионной агрес-
сивностью.
Для отбора жидкости с большим содержанием механических
примесей (в основном песка) предназначаются износостойкие на-
368
сосы. Они рассчитаны на отбор жидкости с содержанием 0,05%
(0,5 г/л) механических примесей.
При отборе жидкости с песком свободно движущийся абра-
зив разрушает диски и лопатки рабочего колеса и части направ-
ляющего аппарата, особенно в местах изменения направления
движения струи жидкости. В местах трения деталей, у текстоли-
товой опоры, у ступицы колеса попадающий в зазор песок также
изнашивает эти детали, причем ступицы изнашиваются до вала.
Длинный гибкий вал при вращении получает несколько полу-
волн изгиба, и на его поверхности места износа четко показыва-
ют форму, которую он принимает при работе насоса (рис. 5.13).
Рис. 5.13. Схема искривления вала насоса
1 — место установки радиальных опор вала износостойкого насоса
Для увеличения срока службы насоса при отборе жидкости с
большим содержанием песка в конструкцию насоса могут быть
внесены следующие основные изменения:
1.	Чугунные рабочие колеса заменены пластмассовыми из по-
лиамидной смолы или углепластика, стойких против из-
носа свободным абразивом и не набухающей в воде. В сква-
жинах с большим содержанием нефти, как показал опыт,
они менее работоспособны.
2.	Вместо одноопорной применяется двухопорная конструк-
ция рабочего колеса.
3	Текстолитовая опора колеса заменена резиновой, а в на-
правляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы
служит стальная термообработанная втулка.
4.	Для уменьшения износа ступиц рабочих колес и вала ста-
вятся дополнительные (промежуточное) радиальные опо-
ры, которые препятствуют изгибу вала при его вращении
(см. рис. 5.13.).
Таким образом, снижаются усилия у радиальной опоры коле-
са в направляющем аппарате.
24 Ивановский
369
С помощью этих и некоторых других изменений обычной
конструкции насоса срок службы износостойкого насоса увели-
чивается в 2,5—7 раз.
Для удержания вала в прямолинейном состоянии необходи-
мо промежуточные (например, — резинометаллические) ради-
альные опоры ставить друг от друга на расстоянии, равном по-
ловине полуволны изгиба вала. На рис. 5.13. показаны длина
полуволны / и расстояние между подшипниками 1 /2 /.
Длину полуволны изгиба вала можно найти, учитывая, что
при вращении и изгибе вала потенциальная энергия изгиба вала
(И) должна быть равна сумме работы центробежных сил ротора
насоса (А,), осевых сил, действующих на вал (ty, и гидродина-
мических сил (А3), возникающих в радиальной опоре рабочего
колеса в каждой ступени. Последние силы обусловлены давле-
нием жидкости в зазоре между ступицей рабочего колеса и опо-
рой в направляющем аппарате.
К=А,+А2+А3	(5.1)
Анализ всех этих сил применительно к современной конст-
рукции износоустойчивого насоса показывает, что:
1)	несмотря на применение пластмассовых колес и умень-
шение, таким образом, массы ротора центробежного насоса,
центробежные силы остаются основными факторами, изгиба-
ющими вал;
2)	осевые силы, действующие на вал в предложенной кон-
струкции и при опоре рабочих колес на направляющие аппа-
раты, невелики, так как они воспринимаются в основном вер-
хней осевой опорой, на которой подвешен вал; вес самого
вала незначительно увеличивает (на 2—6%) полуволну изгиба
вала;
3)	так как износостойкие насосы применяются в основном
при большой обводненности, когда вязкость откачиваемой жид-
кости незначительно отличается от вязкости воды, то гидроди-
намические силы незначительны.
Таким образом, для инженерных расчетов в случае, когда
условия эксплуатации известны недостаточно точно, можно учи-
тывать только действие центробежных сил и потенциальной
энергии изгибаемого вала (последнее обусловлено размерами
370
вала и характеристикой его материала). В этом случае длина
полуволны изгиба будет
I = к I /q со
(5.2)
где Е — модуль упругости материала вала; I — момент инер-
ции сечения вала; q — вес единицы длины ротора насоса (вала,
втулок, надетых на вал, рабочих колес); со — частота вращения
вала.
В более точных расчетах, в основном при исследованиях, не-
обходимо учитывать все указанные силы.
Тогда выражение, из которого надо найти /, принимает сле-
дующий вид:
/3 [(В + О) / — Е /3 + С] — А = О,
(5.3)
где В, D, Е, С и А — величины, зависящие от параметров
ротора насоса, его частоты вращения и вязкости перекачивае-
мой жидкости.
Технические характеристики насосов
Основные требования технических условий на электропри-
водные центробежные насосы для добычи нефти приведены в
табл. 5.2. Технические характеристики некоторых типоразмеров
электроприводных центробежных насосов для добычи нефти,
изготавливаемых российскими фирмами по техническим усло-
виям, приведенным в табл. 5.2, представлены в табл. 5.3—5.6,
5.11—5.15 и рис. 5.14—5.44. Характеристики насосов обычного,
коррозионностойкого, теплостойкого и коррозионно-теплостой-
кого исполнений одинаковы.
Характеристики представлены для 100 ступеней для частоты
вращения ротора 2910 об/мин при испытаниях на воде плотно-
стью 1000 кг/м3 [22, 23, 24, 25, 26].
371
Таблица 5.2
Основные требования технических условий на насосы
	ТУ 26-06-1485-96	ТУ 3665-020- 00220440-94	ТУ 3631-025- 21945400-97	ТУ 3665-026- 00220440-96	ТУ 3631- 00217930-004-96	ТУ 3665-004- 00217780-98
1	2	3	4	5	6	7
1. Тип насосов	эцнм, эцнмк, эцнмт, эцнмкт	ЭЦНМ4	ЭЦНА, ЭЦНАК	2ЭЦНМ	лэцнм, лэцнмк	эцнд
2. Группы по диаметру корпуса	5, 5А, 6	4	5, 5А, 6	4, 5, 5А	5, 5А, 6	5
3. Наружный диаметр насосов	92, 103, 114	86	92, 103, 114	86, 92, 103	92, 103, 114	92
4 По характеристике пластовой жидкости:						
4.1. Максимальная весовая концен- трация твердых частиц	0,01% (0,1 г/л)	0,01% (0,1 г/л)	0,01% (0,1 г/л)	0,05% (0,5 г/л)	0,01% (0,1 г/л)	0,02% (0,2 г/л)
42. Максимальная концентрация сероводорода	Для насосов ЭЦНМ, ЭЦНМТ —0,001% (0,01 г/л); для насосов ЭЦНМК, ЭЦНМКТ - 0,125% (1,25 г/л)	0,001% (0,01 г/л)	Для насосов ЭЦНА —0,001% (0,01 г/л); для насосов ЭЦНАК- 0,125% (1,25 г/л)	0,002% (0,02 г/л) С валом из сплава Н65Д29ЮТ-ИЩ (К-монель) — до 1,25 г/л	Для насосов ЛЭЦНМ — 0,001% (0,01 г/л); для насосов ЛЭЦНМК — 0,125% (1,25 г/л)	0,001% (0,01 г/л)
4.3. Температура откачиваемой жидкости, не более	Для насосов ЭЦНМ, ЭЦНМК - 90 °C; для насосов ЭЦНМТ, ЭЦНМКТ - 140 °C	90 °C	90 °C	100 °C	90 °C	100 °C
Продолжение табл 5 2
1	2	3	4	5	6	7
5 Допустимые производственные отклонения напора в рабочей части характеристики в % от значения напора на номинальном режиме	Плюс 10 Минус 5	Плюс 10 Минус 6	Плюс 10 Минус 5	2ЭЦНМ5. 2ЭЦНМ5А - плюс 10, минус 5, 2ЭЦНМ4 - плюс 10, минус 5	Плюс 10 Минус 5	Плюс 10 Минус 5
6 Допустимые производственные отклонения КПД в % (абсолютных) для насосов	ЭННМ ЭПНМТ- минус 2, ЭЦНМК, ЭЦНМКТ - минус 4, типоразмеры ЭЦНМ5 -125. ЭЦНМК5-125 - минус 6	Минус 3	Минус 2	2ЭПНМ5 2ЭЦНМ5А - минус 3 2ЭЦНМ4 - минус 3	ЛЭПНМ - минус 2, ЛЭЦНМК- минус 4	Минус 3
7 Показатели надежности						
7 1 Средняя наработка насо- сов до отказа, ч, не менее	ЭЦНМ и ЭЦНМТ - 26400, ЭЦНМК и ЭЦНМКТ - 20000	26400	ЭЦНА 26400 ЭЦНАК 20000	При концен- трации в жид- кости твердых частиц до 0,1 г/л - 28000, до 0,5 г/л - 8700	ЛЭЦНМ - 26400 ЛЭЦНМК- 20000	26400
7 2 Средний ресурс насосов до капитального ремонта, ч, не менее	ЭЦНМ, ЭЦНМТ -30000, ЭЦНМК - 24500 ЭЦНМКТ - 25500	27500	ЭЦНА - 30000 ЭЦНАК - 24500	При концен- трации в жид- кости твердых частиц до 0,1 г/л—32000, до 0,5 г/л-13200	ЛЭЦНМ - 30000 ЛЭЦНМК- 24500	28000
Продолжение табл. 5.2
1	2	3	4	5	6	7
7.3 Средний срок службы до списа- ния насосов, не менее	ЭЦНМ и ЭЦНМТ - 5,5 лет; ЭЦНМК и ЭЦНМКТ - 5,0 лет	5,5 лет	ЭННА - 5,5 лет ЭЦНАК- 5,0 лет	При концен- трации в жид- кости твердых частиц до 0,1 г/л ~ не менее 5,5 лет, до 0,5 г/л - 3,5 лет	лэцнм - 5,5 лет; лэцнмк - 5,0 лет	4 года
8. По сборке:						
8.1 Момент затяжки пакета ступеней Н.м (кгс-м)	800-1000 (80-100)					
8.2 Крутящий момент ротора модуля секции, не более, Н-м (кгс-м)	6 (0,6)	не приводятся	6 (0,6)	10(1)	6 (0,6)	
8.3 Крутящий момент вала вход- ного модуля, не более, Н-м (кгс• м)	1 (0,1)		1 (0,1)			
Таблица 5.3
Параметры насосов типа ЭЦНМ, ЭЦНМК, ЭЦНМТ, ЭЦНМКТ ТУ 26-06-1485-96
Обозначение насоса	Показатели				Кол-во модулей-секций				Кол-во ступеней			
	Подача, м3/сут	Напор, м	Мощ- ность, кВт	кпд насоса, %	Общее	№3	№4	№5	Общее	№3	№4	№5
	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
эцнмЖо-юоо	50	990	13,06	43,0	1			1	192			192
ЭЦНМ5-50-1100		1155	15,24		2	2			224	112		
ЭЦНМ5-50-1300		1360	17,94		2	1	1		264	112	152	
ЭЦНМ5-50-1550		1565	20,65		2		2		304		152	
ЭЦНМ5-5О-17ОО		1775	23,42		2		1	1	344		152	195
		1980	26,12		2			2	384			192
ЭЦНМ5-8О-9ОО	80			51,5								
ЭЦН М 5-80-1050		1050	18,51		2	2			228	114		
ЭЦНМ5-80-1200		1235	21,77		2	1	1		269	114	155	
ЭЦНМ5-80-1400		1425	25,12		2		2		310		155	
ЭЦНМ5-80-1550		1615	28,46		2		1	1	351		155	196
ЭЦНМ5-8О-18ОО		1800	31,73		2			2	392			196
		1950	34,37		3	1	2		424	114	155	
ЭЦНМ5-125-750	125	745		58,5								
ЭЦНМ5-125-850		865	20,97		2	2			192	96		
ЭЦНМ5-125-1000		1020	24,85		2	1	1		227	96	131	
ЭЦНМ5-125-1200		1180	28,61		2		2		262			
ЭЦНМ5-125-1300		1335	32.37		2		1	1	296		131	165
ЭЦНМ5-125-1500		1485	36,13		2			2	330			165
ЭЦНМ5-125-1600		1615	39,16		3	1	2		358	96	131	
ЭЦНМ5-125-1800		1770	42,92		3		3		393		131	
Продолжение табл. 5.3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ЭЦНМ5-200 650	200	640	29,28	50,0	2	1	1		180	76	104	
ЭЦНМ5-200-750		740	33,59		2		2		208		104	
ЭЦНМ5-2ОО-8ОО		830	36,76		2		1	1	235		104	131
ЭЦНМ5-200-950		930	42 66		2			2	262			131
ЭЦНМ5-200-1000		1005	45,84		3	1	2		284	76	104	
ЭЦНМ5-200-1100		1105	50 61		3	1	3		312		104	
ЭЦНМ5-200-1200		1200	54,92		3		2	1	339		104	131
ЭЦНМ5-200 1300		1300	58,10		3		1	2	366		104	131
ЭЦНМ5-200-1400		1395	64,00		3			3	393			131
ЭЦНМ5А-160-800	160	790	23,51	61,0	1			1	160			160
ЭЦНМ5А-160-950		920	27,38		2	2			186	93		
ЭЦНМ5А-160-1050		1080	32,29		2	1	1		219	93	126	
ЭЦНМ5А-160-1250		1245	37,05		2		2		252		126	
ЭЦНМ5А-160-1450		1415	42,11		2		1	1	286		126	160
ЭЦНМ5А-160-1600		1580	47 03		2			0	320			160
ЭЦНМ5А-160-1750		1705	50,75		3	1	2		345	93	126	
ЭЦНМ5А-250-800	250	795	36,67	61,5	2		2		146		73	
ЭЦНМ5А-250-900		900	41,50		2		1	1	165		73	92
ЭЦНМ5А-250-1000		1000	46,13		2			2	184			92
ЭЦНМ5А 250-1100		1090	50,28		3	1	2		200	54	73	
ЭЦНМ5А-250-1200		1190	54,89		3		3		219		73	
ЭЦНМ5А 250-1300		1295	59 73		3		2	1	238		73	92
ЭЦНМ5А-250 1400		1400	64,57		3		1	2	257		73	92
ЭЦНМ5А-250 1500		1500	69,19		3			3	276			92
Продолжение табл. 5.3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ЭЦНМ5А-250-1600		1590	73,34		4		4		292		73	
ЭЦНМ5А-25О-17ОО		1695	78,18		4		3	1	311		73	92
ЭЦНМ5А 250-1800		1800	83,02		4		2	2	330		73	92
ЭЦНМ5А-400-550	400	555	42,34	59,5	2		2		136		68	
ЭЦНМ5А 400-600		630	48,05		2		1	1	154		68	86
ЭЦИМ5А^ОО.7ОО		700	53,40		2			2	172			86
ЭЦНМ5А-400-750		760	57,98		3	1	2		186	50	68	
ЭЦНМ5А-400-850		830	63,32		3		3		204		68	
ЭЦНМ5А-400-900		905	69,04		3		2	1	222		68	86
ЭЦНМ5А-400-950		980	74,75		3		1	2	240		68	86
ЭЦНМ5А-400-1050		1050	80,10		3			3	258			86
ЭЦНМ5А-400-1100		1110	84,67		4		4		272		68	
ЭЦНМ5А-400-1200		1180	90,01		4		3	1	290		68	86
ЭЦНМ5А-400-1250		1255	95,74		4		2	2	308		68	86
ЭЦНМ5А-500-500	500	505	52,57	54,5	2		2		124		62	
ЭЦНМ5А-500-550		570	59,34		2		1	1	140		62	78
ЭЦНМ5А-500-650		635	66,10		2			2	156			78
ЭЦНМ5А-500 700		690	71,83		3	1	2		169	45	62	
ЭЦНМ5А-500-750		755	78,59		3		3		186		62	
ЭЦНМ5А-500-800		825	85,88		3		2	I	202		62	78
ЭЦНМ5А-500-900		890	92,65		3		1	2	218		62	78
ЭЦНМ5А-500-950		955	99 40		3			3	234			78
ЭЦНМ5А-500-1000		1010	105,10		4		4		248		62	
Продолжение табл. 5.3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ЭЦНМ 6-250-900	250	920	41,40	63,0	1			1	147			147
ЭЦНМ6-250-1050		1075	48,40		2	2			172	86		
ЭЦНМ6-250'1250		1265	56,96		2	1	1		202	86	116	
ЭЦНМ 6-250-1400		1450	65,29		2		2		232		116	
ЭЦНМ6-250-1600		1650	74,29		2		1	1	263		116	147
ЭЦНМб-250'1800		1840	82.80		2			2	294			147
ЭЦНМ6-320-750	320	755	42,83	64,0	2	2			104	52		
ЭЦНМ6-320-900		890	50,49		2	1	1		123	52	71	
ЭЦНМ6-320-1000		1030	58,44		2		2		142		71	
ЭЦНМ6-320'1100		1165	66,09		2		1	1	161		71	90
ЭЦНМ6-320-1300		1305	74,04		2			2	180			90
Э1UIM6-320-1400		1405	79,71		3	1	2		194	52	71	
ЭЦНМ6-320-1550		1545	87,66		3		3		213		71	
ЭЦНМ6-500-750	500	800	75,64	60,0	2			1			67	
ЭЦНМ6-5ОО-9ОО		890	84,16		2			2	168			84
ЭЦНМ6-500-950		970	91,72		3	1	2		183	49	67	
ЭЦНМ6-500-Ю50		1065	100,70		3		3		201		67	
ЭЦНМб-500'1150		1160	109,60		3		2	1	218		67	84
ЭЦНМ6-500-1200		1250	118,20		3		1	2	235		67	84
ЭЦНМ6-500-1300		1340	126,71		3			3	252			84
ЭЦНМб-500-1400		1425	134,75		4		4		268		67	
ЭЦНМ6-8ОО-7ОО	800	745	112,71	60,0	3	1	2		140	38	51	
ЭЦНМ6-800-800		815	123,30		3		3		153		51	
ЭЦНМ6-8ОО-85О		890	134,60		3		2	1	167		51	65
ЭЦНМ6-800-900		965	145,99		3		1	2	181		51	65
ЭЦНМ6-800-1000		1040	157,35		3			3	195			65
ЭЦНМ6-8ОО-1О5О		1085	164,15		4		4		204		51	
ЭЦНМб-800'1100		1160	175,50		4		3	1	218		51	65	|
Продолжение табл. 5.3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ЭЦНМ6-1000-600	1000	625	118,19	60,0	3		1	2	145		41	52
ЭЦНМ6-1000-650		675	127,65		3			3	156			52
ЭЦНМ6-1000-700		705	133,33		4		4		164		41	
ЭЦНМ6-1000-750		755	142,78		4		3	1	175		41	52
ЭЦНМ6-1000-800		800	151,29		4		2	2	186		41	52
ЭЦНМ6-1000-850		850	160,75		4		1	3	197		41	52
ЭЦНМ6-1000-900		900	170,21		4			4	208			52
ЭЦНМ6-1000-925		930	175,88		5		4	1	216		41	52
ЭЦНМ6-1000-950		980	185,34		5		3	2	227		41	52
ЭЦНМ6-1000-1000		1025	193,80		5		2	3	238		41	52
ЬцНМб-1250-600	1250	610	154,50	56,0	3			3	150			50
ЭЦНМ6-1250-625		635	160,83		4		4		156		39	
ЭЦНМ6-1250-650		680	172,23		4		3	1	167		39	50
ЭЦНМ6-1250-700		725	183,63		4		2	2	178		39	50
ЭЦНМ 6-1250-750		770	195,02		4		1	3	189		39	50
ЭЦНМ6-1250-800		815	206,43		4			4	200			50
ЭЦНМ6-1250-825		840	212,76		5		4	1	206		39	50
ЭЦНМ6-1250 850		885	224,15		5		3	2	217		39	50
ЭЦНМ6-1250-900		930	235,55		5		2	3	228		39	50
Примечания. 1. Все типоразмеры насосов могут изготавливаться в обычном, коррозионностойком, теплостойком
и коррозионно-теплостойком исполнениях.
2. Номер модуля-секции обозначает длину корпуса в метрах.

Таблица 5.4
Параметры насосов типа ЭЦНА, ЭЦНАК ТУ 3631-025-21945400-97
Обозначение насоса	Напор, м	Кол-во секций, шт., (длина секции)	Кол-во ступеней, шт.	Потребляемая мощность, кВт	КПД, %	Длина L, мм	Масса, кг
1	2	3	4	5	6	7	8
ЭЦНА5-18-500	510	КЗ)	123	4,06	26	3395	104
ЭЦНА5-18-700	680	1(4)	167	5,54	26	4395	135
ЭЦНА5-18-850	870	1(5)	211	6,93	26	5395	166
ЭЦНА5-18-1000	1020	2(3+3)	246	8,12	26	6760	208
ЭЦНА5-18-1200	1190	2(3+4)	290	9,47	26	7760	239
ЭЦНА5-18-1350	1360	2(4+4)	334	10,82	26	8760	270
ЭЦНА5-18-1550	1550	2(4+5)	378	12,34	26	9760	301
ЭЦНА5-18-1700	1740	2(5+5)	422	13,86	26	10760	332
ЭЦНА5-18-1850	1870	3(3+4+4)	457	14,88	26	12125	374
ЭЦНА5-18-2000	2040	3(4+4+4)	501	16,23	26	13125	405
ЭЦНА5-30-450	460	КЗ)	123	4,55	35	3395	104
ЭЦНА5-30-600	600	1(4)	167	6,06	35	4395	135
ЭЦНА5-30-800	790	1(5)	211	7,77	35	5395	166
ЭЦНА5-30-900	920	2(3+3)	->	9,10	35	6760	208
ЭЦНА5-30-1050	1050	2(3+4)	290	10,61	35	7760	239
ЭЦНА5-30-1250	1250	2(4+4)	334	12,12	35	8760	270
ЭЦНА5-30-1400	1405	2(4+5)	378	13,83	35	9760	301
ЭЦНА5-30-1550	1580	2(5+5)	422	15,54	35	10760	332
ЭЦНА5-30-1700	1690	3(3+4+4)	457	16,67	35	12125	374
ЭЦНА5-30-1850	1845	3(4+4+4)	501	18,18	35	13125	405
ЭЦНА5-30-2000	2020	3(4+4+5)	545	19,89	35	14155	436
Продолжение табл. 5.4
1	2	3	4	5	6	7	8
ЭЦНА5-60-500	500	КЗ)	109	7,84	44	3395	107
ЭЦНА5-60-650	675	1(4)	147	10,58	44	4395	137
ЭЦНА5-60-850	855	1(5)	186	13,39	44	5395	178
ЭЦНА5-60-1000	1000	2(3+3)	218	15,68	44	6760	214
ЭЦНА5-60-1200	1180	2(3+4)	256	18,42	44	7790	244
ЭЦНА5-60-1350	1360	2(4+4)	294	21,16	44	8760	274
ЭЦНА5-60-1500	1535	2(4+5)	333	23,97	44	9760	315
ЭЦНА5-60-1700	1710	2(5+5)	372	26,78	44	10760	356
ЭЦНА5-60-1850	1860	3(3+4+4)	403	29,00	44	12125	379
ЭЦНА5-60-2000	2040	3(4+4+4)	441	31,74	44	13125	411
ЭЦНА5-80-500	505	КЗ)	ПО	8,91	51,5	3395	100
ЭЦНА5-80-700	695	1(4)	149	12,07	51,5	4395	138
ЭЦНА5-80-850	870	1(5)	189	15,31	51,5	5395	166
ЭЦНА5-80-1000	1010	2(3+3)	220	17,82	51,5	6760	200
ЭЦНА5-80-1200	1190	2(3+4)	259	20,98	51,5	7760	238
ЭЦНА5-80-1350	1370	2(4+4)	298	24,14	51,5	8760	276
ЭЦНА5-80-1550	1550	2(4+5)	338	27,38	51,5	9760	304
ЭЦНА5-80-1700	1740	2(5+5)	378	30,62	51,5	10760	332
ЭЦНА5-8О-185О	1880	363+4+4)	408	32.90	51.5	12125	376
ЭЦНА5-80-2000	2050	3(4+4+4)	447	36,21	51,5	13125	414
ЭЦНА5-125-400	420	КЗ)	94	10,20	58,5	3395	112
ЭЦНА5-125-550	550	1(4)	127	13,80	58,5	4395	147
ЭЦНА5-125-700	720	1(5)	160	17,44	58,5	5395	180
ЭЦНА5-125-850	840	2(3+3)	188	20,30	58,5	6760	224
Продолжение табл. 5.4
оо
KJ
1	2	3	4	5	6	7	8
ЭЦНА5-125-1000	990	2(4+3)	221	24,00	58,5	7760	259
ЭЦНА5-125-1100	ИЗО	2(4+4)	254	27,60	58,5	8760	294
ЭЦНА5-125-1300	1280	2(4+5)	287	31,20	58,5	9760	327
ЭЦНА5-125-1450	1440	2(5+5)	320	34.88	58,5	10760	360
ЭЦНА5-125-1550	1560	3(3+4+4)	348	37,80	58,5	12125	406
ЭЦНА5-125-1700	1710	3(4+4+4)	381	41,90	58,5	13125	441
ЭЦНА5-125-1800	1830	3(4+4+5)	409	45,30	58,5	14125	474
ЭЦНА5-125-2000	2000	3(4+5+5)	447	48,71	58,5	15125	507
ЭЦНА5-200-250	275	КЗ)	74	12,80	50	3395	102
ЭЦНА5-200-350	375	1(4)	101	17,41	50	4395	132
ЭЦНА5-200-450	470	1(5)	127	21,90	50	5395	166
ЭЦНА5-200-550	550	2(3+3)	148	25,60	50	6760	204
ЭЦНА5-200-650	660	2(3+4)	175	30.21	50	7760	234
ЭЦНА5-200-750	760	2(4+4)	202	34.87	50	8760	264
ЭЦНА5-200-850	860	2(4+5)	228	39,35	50	9760	298
ЭЦНА5-200-950	960	2(5+5)	254	43,84	50	10760	332
ЭЦНА5-200-1000	1050	3(3+4+4)	276	49.02	50	12125	366
ЭЦНА5-200-1100	1150	3(4+4+4)	303	52.30	50	13125	396
ЭЦНА5-200-1200	1250	3(4+4+5)	329	56,79	50	14125	410
ЭЦНА5-200-1300	1350	3(4+5+54	355	61,27	50	15125	464
ЭЦНА5-200-1400	1450	3(5+5+5)	381	65,76	50	16125	498
ЭЦНА5А-160-500	495	КЗ)	90	15,23	61	3395	131
ЭЦНА5А-160-650	670	1(4)	122	20,62	61	4395	170
ЭЦНА5А-160-850	845	1(5)	154	26,19	61	5395	208
Продолжение табл 5 4
1	2	3	4	5	6	7	8
ЭЦНА5А-160-1000	990	2(3+3)	180	30,45	61	6760	262
ЭЦНА5А-160-1150	1165	2(3+4)	212	35,85	61	7760	301
ЭЦНА5А-160-1300	1340	2(4+4)	244	41,24	61	8760	340
ЭЦНА5А-160-1500	1515	2(4+5)	276	46,81	61	9760	378
ЭЦНА5А-160-1700	1690	2(5+5)	308	52,38	61	10760	416
ЭЦНА5А-160-1800	1835	3(3+4+4)	334	56,47	61	12125	471
ЭЦНА5А-160-2000		3(4+4+4)	366	61,88	61	13125	510
ЭЦНА5А-250-250	270	1(3)	50	12,55	61,5	3395	129
ЭЦНА5А-250-350	370	1(4)	68	17,06	61,5	4395	167
ЭЦНА5А-250-450	460	1(5)		21,58	61,5	5395	205
ЭЦНА5А-250-550	540	2(3+3)	100	25,10	61,5	6760	258
ЭЦНА5А-250-650	640	2(3+4)	118	29,61	61,5	7760	296
ЭЦНА5А-250-750	740	2(4+4)	136	34,12	61,5	8760	334
ЭЦНА5А-250-800	830	2(4+5)	154	38,64	61,5	9760	372
ЭЦНА5А-250-900	930	2(5+5)	172	43,16	61,5	10760	410
ЭЦНА5А-250-1000	1010	3(3+4+4)	186	46,67	61,5	12125	463
ЭЦНА5А-250-1100	1100	3(4+4+4)	204	51,18	61,5	13125	501
ЭЦНА5А-250-1200	1200	3(4+4+5)	222	55,50	61,5	14125	539
ЭЦНА5А-250-1300	1300	3(4+5+5)	240	60,00	61,5	15125	577
ЭЦНА5А-250-1400	1400	3(5+5+5)	258	64,50	61,5	16125	615
ЭЦНА5А-250-1450	1470	4(4+4+4+4)	272	68,00	61,5	17490	668
ЭЦНА5А-250-1550	1570	4(4+4+4+5)	290	72,50	61,5	18490	706
ЭЦНА5А-250-1650	1660	4(4+4+5+5)	308	77,00	61,5	19490	744
ЭЦНА5А-250-1750	1760	4(4+5+5+5)	326	81,50	61,5	20490	782
ЭЦНА5А-250-1850	1860	4(5+5+5+5)	344	86,00	61,5	21490	820
Продолжение табл. 5.4
1	2	3	4	5	6	7	8
ЭЦНА5А-400-200	190	КЗ)	47	15,00	59,5	3395	127
ЭЦНА5А-400-250	260	1(4)	64	20,50	59,5	4395	164
ЭЦНА5А-400-300	320	К5)	80	25,58	59,5	5395	202
ЭЦНА5А-400-350	370	2(3+3)	94	30,08	59,5	6760	254
ЭЦНА5А-400-450	450	2(3+4)	111	35,52	59,5	7760	291
ЭЦНА5А-400-500	500	2(4+4)	128	40,96	59,5	8760	356
ЭЦНА5А-400-600	600	2(4+5)	144	47,36	59,5	9760	366
ЭЦНА5А-400-650	670	2(5+5)	160	53,76	59,5	10760	404
ЭЦНА5А-400-700	700	3(3+4+4)	175	55,68	59,5	12125	455
ЭЦНА5А-400-750	760	3(4+4+4)	192	61,44	59,5	13125	492
ЭЦНА5А-400-850	850	3(4+4+5)	208	66,52	59,5	14125	530
ЭЦНА5А-400-900	930	3(4+5+5)	224	71,60	59,5	15125	568
ЭЦНА5А-400-1000	1000	3(5+5+5)	240	76,68	59,5	16125	606
ЭЦНА5А-400-1100	1100	4(4+4+4+5)	272	87,00	59,5	18490	694
ЭЦНА5А-400-1150	1180	4(4+4+5+5)	288	91,08	59,5	19490	732
ЭЦНА5А-400-1250	1260	4(4+5+5+5)	304	97,16	59,5	20490	770
ЭЦНА5А-400-1300	1340	4(5+5+5+5)	320	101,24	59,5	21490	808
ЭЦНА5А-500-150	170	1(3)	42	17,80	54,5	3395	143
ЭЦНА5А-500-200	230	1(4)	57	24,17	54,5	4395	185
ЭЦНА5А-500-250	290	1(5)	72	30,50	54,5	5395	228
ЭЦНА5А-5ОО-35О	340	2(3+3)	84	35,60	54,5	6760	286
ЭЦНА5А-500-400	400	2(3+4)	99	41,97	54,5	7760	328
ЭЦНА5А-500-450	460	2(4+4)	114	48,34	54,5	8760	370
ЭЦНА5А-500-500	525	2(4+5)	139	54,67	54,5	9760	413
ЭЦНА5А-500-550	585	2(5+5)	144	61,00	54,5	10760	456
ЭЦНА5А- 500-600	635	3(3+4+4)	156	66,14	54,5	12125	513
Продолжение табл 5 4
1	2	3	4	5	6	7	8
ЭЦНА5А-500-700	700	3(4+4+41	171	72,51	54,5	13125	555
ЭЦНА5А-500-750	755	3(4+4+51	186	78,84	54,5	14125	598
ЭЦНА5А-500-800	820	3(4+5+51	201	85,17	54,5	15125	641
ЭЦНА5А-500-850	880	3(5+5+51	216	91,5	54,5	16125	684
ЭЦНА5А-500-900	925	4(4+4+4+41	228	96 68	54,5	17490	740
ЭЦНА5А-500-1050	1050	4(4+4+5+51	258	109 34	54 5	19490	826
ЭЦНА5А-500-1150	1170	4(5+5+5+51	288	122,00	54,5	21490	912
ЭЦНА6-800-200	190	1(31	38	30,62	60	3395	117
ЭЦНА6-800-250	260	1(41	51	41,09	60	4395	205
ЭЦНА6-800-300	325	1(5)	65	52,39	60	5395	264
ЭЦНА6-800-350	385	2(3+3)	76	61,24	60	6760	234
ЭЦНА6-800-450	450	2(3+4)	89	72,05	60	7760	322
ЭЦНА6-800-500	520	2(4+4)	102	82,18	60	8760	410
ЭЦНА6-800-550	585	2(4+5)	116	93,48	60	9760	469
ЭЦНА6-800-650	650	2(5+5)	130	104,78	60	10760	528
ЭЦНА6-800-700	710	3(3+4+41	140	112,80	60	12125	527
ЭЦНА6-800-750	780	3(4+4+41	153	123,27	60	13125	615
ЭЦНА6-800-850	845	3(4+4+51	167	134,57	60	14125	674
ЭЦНА6-800-900	910	3(4+5+51	181	145,87	60	15125	733
ЭЦНА6-800-950	975	3(5+5+51	195	156,17	60	16125	792
ЭЦНА6-800-1050	1045	4(4+4+4+41	204	164,36	60	17490	820
ЭЦНА6-800-1100	1100	4(4+4+4+51	218	175,66	60	18490	879
Примечание. Все типоразмеры насосов могут изготавливаться в одном из четырех вариантов
конструктивного исполнения
i
Таблица 5 5
Параметры насосов типа ЭЦНД5-80 ТУ 3665-004-00217780-98
Обозначение насоса	Подача, м3/сут	Напор, м	Потребляемая мощность*, кВт	КПД, %	Количество ступеней, шт	Длина £,**, мм	Масса, кг
ЭЦНД5-80-1000	80	1016	18,5	50	246	9107	300
ЭЦНД5-80-1200		1152	20,9		281	10107	331
ЭЦНД5-80-1300		1287	23,3		314	11107	365
ЭЦНД5-80-1400		1398	25,4		341	12472	475
ЭЦНД5-80-1550		1529	27,8		373	13472	480
ЭЦНД5-80-1700		1660	30,1		405	14472	513
ЭЦНД5-80-1800		1795	32,6		438	15472	518
ЭЦНД5-80-1950		1931	35,1		498	16472	551
Таблица 5 6
Параметры насосов типа (Л)ЭЦНМ5-30 ТУ 3631-007-00217930-97
Обозначение насоса	Подача, м3/сут	Напор, м	Потребляемая мощность*, кВт	кпд, %	Количество ступеней, шт	Длина Д мм	Масса, кг
Л1ЭЦНМ5-30-1200	30	1245	13,7	31	254	7057	231
Л1ЭЦНМ5-30-1400		1465	16,1		299	8057	263
Л1ЭЦНМ5-30-1600		1685	18,5		344	9057	294
Л1ЭЦНМ5-ЗО-18ОО		1910	21,0		390	10057	323
Л1ЭЦНМ5-30-2000		2135	23,5		436	11057	352
Л2ЭЦНМ5-30-1200		1195	13,1		244	7057	232
Л2ЭЦНМ5-30-1400		1405	15,5		287	8057	264
Л2ЭЦНМ5-30-1600		1615	17,8		330	9057	296
Л2ЭЦНМ5-30-1800		1835	20,1		374	10057	325
Л2ЭЦНМ5-30-2000		2050	22,5		418	11057	355	1
Таблица 5.7
Параметры насосов типа ЭЦНМ5-20 ТУ 3665-001-00217780-97
Обозначение насоса	Подача, м3/сут	Напор, м	Потребляемая мощность*, кВт	кпд, %	Количество ступеней, шт.	Длина, мм L	Масса, кг
ЭЦНМ5-20-1000	20	1009	8,7		246	7252	235
ЭЦНМ5-20-1200		1184	9,6		289	8252	265
ЭЦНМ5-20-1400		1365	11,06		333	9252	295
ЭЦНМ5-20-1500		1542	12,10	28	376	10252	325
ЭЦНМ5-20-1700		1722	13,96		420	11252	355
ЭЦНМ5-20-1800		1869	15,14		456	12617	381
ЭЦНМ5-20-2000		2042	16,55		498	13617	425
Таблица 5.8
Технические характеристики насосов типа 1ВННП 5-25
Подача Q, м3/сут	Напор ступени, м/ступ.	кпд, %	Длина секции, м / количество ступеней, шт.								
			3/108	4/146	5/184	6/223	3+3/ 216	3+4/254	4+4/292	4+5/330	5+5/368
			Напор насоса, м								
0	6,35	0	685	925	1170	1415	1370	1610	1855	2095	2335
10 лев. гр.	5,90	20	635	860	1085	1315	1270	1500	1720	1945	2170
15	5,60	Т1	600	820	1030	1250	1210	1420	1635	1845	2060
20	5,20	33	560	760	955	1160	1120	1320	1515	1715	1910
25 номинал	4,60	35	490	670	845	1025	995	1170	1340	1515	1690
30	4,00	33	430	585	735	890	865	1015	1170	1320	1470
40 прав. гр.	2,50	26	270	365	460	555	540	635	730	825	920
50	0,27	3	30	40	50	60	60	70	80	90	100
N ном, кВт Q = 25 м3/сут.			4,2	5,6	7,1	8,6	8,3	9,8	11,3	12,7	14,2
N мах, кВт Q = 50 м3/сут			5,9	7,9	10,0	12,1	11,7	13,8	15,8	17,9	19,9
Обозначение	1ВННП 5-25-		500	650	850	1000	1000	1150	1300	1500	1700
Таблица 5.9
Технические характеристики насосов 2ВННП 5-50
Подача Q, Мз/Сут	Напор ступени, м/ступ.	КПД, %	Длина секции, м / количество ступеней, шт.								
			3/112	4/152	5/192	6/232	3+3/224	3+4/264	4+4/304	4+5/344	5+5/385
			Напор насоса, м								
0	6,70	0	750	1015	1285	1550	1500	1765	2035	2300	257
15	6,58	15,5	735	1000	1260	1525	1470	1735	2000	2260	252
25 лев гр	6,40	26,5	715	970	1225	1480	1430	1685	1945	2200	245
40	6,03	40,5	675	915	1155	1395	1350	1590	1830	2070	231
50 номинал	5,75	46,0	640	870	1100	1330	1285	1515	1750	1975	220
60	5,23	49,0	585	790	1000	1210	1170	1380	1585	1795	200
70 прав гр	4,78	50,0	535	725	915	1105	1070	1260	1450	1640	183
100	2,70	35,8	300	410	515	625	600	710	820	925	103
120	0,75	И,5	80	ПО	140	170	165	195	225	255	285
N ном, кВт Q = 50 м3/сут			8,0	10,5	13,0	16,0	15,5	18,0	21,5	24,0	26,7
7V мах, кВт Q = 120 м3/сут			10,0	13,5	17,0	20,5	20,0	23,5	27,0	30,5	35,0
Обозначение	2ВННП -5-50-		600	850	1100	1300	1250	1500	1700	1950	220
Таблица 5.10
Технические характеристики насосов типа 2ВННП 5-80
Подача Q, М3/сут	Напор ступени, м	кпд, %	Длина секции, м / количество ступеней, шт.								
			3/114	4/155	5/196	6/236	3+3/228	3+4/269	4+4/310	4+5/351	5+5/392
			Напор насоса, м								
0	6,07	0	690	940	1190	1430	1385	1630	1880	2130	2380
20	5,75	17	655	890	ИЗО	1355	1310	1545	1780	2020	2250
40	5,55	32	630	860	1085	1310	1265	1490	1720	1950	2170
60 лев. гр	5,45	42	620	845	1070	1285	1240	1465	1690	1910	2130
80 номинал	5,10	49	580	790	1000	1205	1160	1370	1580	1790	2000
100	4,55	52	520	705	890	1075	1035	1225	1410	1595	1785
120 прав. гр.	3,65	48	415	565	715	860	830	980	ИЗО	1280	1430
140	2,00	33	230	310	390	470	455	540	620	700	785
7V ном, кВт Q = 80 м3/сут			11,5	15,0	19,0	23,0	22,5	26,5	30,5	34,5	38,5
М мах, кВт Q = 140 м3/сут			12,0	16,5	20,5	25,0	24,0	28,5	32,5	37,0	41,5
Обозначение	2ВННП -5-80-		600	750	1000	1200	1150	1350	1550	1750	2000
Таблица 5.11
Технические характеристики насосов типа 2ВННП 5-125
Подача Q, М3/Сут	Напор ступени, м	кпд, %	Длина секции, м / количество ступеней, шт.								
			3/105	4/143	5/181	6/218	3+3/210	3+4/249	4+4/ 286	4+5/324	5+5/362
			Напор насоса, м								
0	5,63	0	590	805	1015	1225	1180	1400	1610	1820	2035
40	5,52	28,0	580	790	995	1200	1155	1370	1575	1785	1995
80 лев.гр.	5,38	48,0	565	765	970	1170	ИЗО	1340	1535	1740	1945
100	5,25	52,5	550	750	950	1145	1100	1305	1500	1700	1900
125 номинал	4,80	53,0	500	685	865	1045	1005	1195	1370	1555	1735
140	4,40	51,0	460	625	795	960	920	1095	1255	1255	1590
160 прав. гр.	3,50	45,0	365	500	630	760	735	870	1000	ИЗО	1265
180	2,30	33,0	240	325	415	500	480	570	655	745	830
TVhom, кВт Q = 125 м3/сут			13,5	18,5	23,5	28,5	27,0	32,5	37,0	42,0	47,0
Л мах, кВт Q = 180 м3/сут			14,9	20,3	25,7	31,0	30,0	35,5	41,0	46,0	51,5
Обозначение	2ВННП 5-125-		500	650	850	1050	1000	1200	1350	1550	1700
Рис. 5.14. Характеристика насосов ЭЦНМ5-50 и ЛЭЦНМ5-50.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 5.15. Характеристика насосов ЭЦНМ5-80,
ЭЦНА5-80 и ЛЭЦНМ5-80.
Количество ступеней — 100 шт.
392
Рис. 5.16. Характеристика насосов ЭЦНМ5-125 и ЭЦНА5-125.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 5.17. Характеристика насосов ЭЦНМ5-200 и ЭЦНА5-200.
Количество ступеней — 100 шт
393
Рис. 5.18. Характеристика насосов ЭЦНМ5А-160 и ЭЦНМА5А-160.
Количество ступеней — 100 шт
Рис. 5.19. Характеристика насосов ЭЦНМ5А-250 и ЭЦНА5А-250.
Количество ступеней — 100 шт.
394	/
Рис. 5.20. Характеристика насосов ЭЦНМ5А-400 и ЭЦНА5А-400.
Количество ступеней — 100 шт
Рис. 5.21. Характеристика насосов ЭЦНМ5А-500 и ЭЦНА5А-500.
Количество ступеней — 100 шт.
395

Рис. 5.22. Характеристика насосов ЭЦНМ6-250.
Количество ступеней — 100 шт
Рис. 5.23. Характеристика насосов ЭЦНМ6-320. <
Количество ступеней — 100 шт
396

Рис. 5.24. Характеристика насосов ЭЦНМ6-500.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 5.25. Характеристика насосов ЭЦНМ6-800 и ЭЦНА6-800.
Количество ступеней — 100 шт
Ж
N. кВт
Рис. 5.26. Характеристика насосов ЭЦНМ6-1000.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 5.27. Характеристика насосов ЭЦНМ6-1250.
Количество ступеней — 100 шт

Рис. 5.28. Характеристика насосов ЭЦНМ4-50.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 5.29. Характеристика насосов ЭЦНМ4-80.
Количество ступеней — 100 шт
Ж
Рис. 5.30. Характеристика насосов ЭЦНМ4-125 и 1ЭЦНМ4-125.
Количество ступеней — 100 шт
Рис. 5.31. Характеристика насосов ЭЦНМ4-160.
Количество ступеней — 100 шт
400
Рис. 5.32. Характеристика насосов ЭЦНМ4-200.
Количество ступеней — 100 шт
Рис. 5.33. Характеристика насосов ЭЦНА5-18.
Количество ступеней — 100 шт
Ивановский
401
Рис. 5.34. Характеристика насосов ЭЦНА5-30.
Количество ступеней — 100 шт
Рис. 5.35. Характеристика насосов ЭЦНА5-60.
Количество ступеней — 100 шт
402
Рис. 5.36. Характеристика насосов 2ЭЦНМ4-50.
Количество ступеней — 100 шт
Рис. 5.37. Характеристика насосов 2ЭЦНМ4-80.
Количество ступеней — 100 шт
403
Рис. 5.38. Характеристика насосов 2ЭЦНМ4-125.
Количество ступеней — 100 шт
Рис. 5.39. Характеристика насосов 2ЭЦНМ5А-400.
Количество ступеней — 100 шт.
404
V
Количество ступеней — 100 шт
Рис. 5.41. Характеристика насосов Л2ЭЦНМ(К)6-500.
Количество ступеней — 100 шт
405
Рис. 5.42. Характеристика насоса ЭЦНД5-80.
Количество ступеней — 100 шт
Рис. 5.43. Характеристика насоса (Л)ЭЦНМ5-30.
Количество ступеней — 100 шт
406
Рис. 5.44. Характеристика насоса ЭЦНМ5-20.
Количество ступеней — 100 шт
Рис. 5.45. Характеристика насоса 2ВННП5-125.
Количество ступеней — 1 шт
407
Напорная характеристика ЭЦН, как видно на приведенных
выше рисунках, может быть как монотонно падающей (в основ-
ном для среднедебитных установок), так и с переменным зна-
ком производной. Такой характеристикой в основном обладают
высоко дебитные насосы.
Характеристики N — Q практически всех ЭЦН имеют мини-
мум при нулевой подаче (так называемый «режим закрытой зад-
вижки»), что обуславливает применение обратного клапана в
колонне НКТ над насосом.
Рабочая часть характеристики ЭЦН, рекомендуемая фирма-
ми-изготовителями, очень часто не совпадает с рабочей частью
характеристик, определяемой общими методиками насосостро-
ения. В последнем случае границами рабочей части характерис-
тики являются величины подач в (0,7— 0,75)2о и (1,25—1,3)Со,
где Qo — подача насоса в оптимальном режиме работы, т.е при
максимальном значении КПД. Необходимо отметить и то, что в
шифрах погружных центробежных насосов очень часто указы-
вается не оптимальная подача насоса, а так называемая «номи-
нальная подача», хотя этот термин не является узаконенным в
насосостроении.
Изменяемая по своей воле фирмами-изготовителями рабочая
часть характеристики может стать причиной неэффективной экс-
плуатации УЭЦН. Так, например, многие нефтяники считают
неудачной конструкцию ЭЦН5А-160. Однако достаточно низкие
наработки на отказ этих насосов могут быть объяснены тем, что
правая граница рабочей части характеристики насоса выходит за
значение 1,29 Qo. Работа насоса при этом (при подачах по смеси
«жидкость + газ» более 208 м3/сутки) может сопровождаться
«всплытием» рабочих колес и достаточно быстрым их износом.
Другим примером, иллюстрирующим неправильно выбранные
границы рабочей части характеристики, является искусственно
сдвинутая в область малых подач нижняя граница рабочей части
насоса ЭЦНА5-45, выпускаемого ОАО «АЛНАС». Использова-
ние нефтяниками этих насосов при подачах в 18—25 м3/сутки,
что допускается разработчиками насоса, приводило к работе ус-
тановки с низким КПД, повышением температуры двигателя и
кабеля, а малая скорость течения пластовой жидкости в зазоре
между насосной установкой и стенкой обсадной колонны не по-
зволяла обеспечить нормальное охлаждение узлов установки.
408
Группой разработчиков ЭЦН из ОКБ БН-КОННАС и фир-
мы «Новомет» на VIII Всероссийской технической конферен-
ции «Производство и эксплуатация УЭЦН» в г. Альметьевске
были даже сделаны выводы по определению границ рабочей
области характеристик погружных центробежных насосов, ко-
торые они предложили использовать всем производителям это-
го вида оборудования [27].
1.	Правая граница рекомендуемой рабочей зоны определяет-
ся в первую очередь всплытием рабочего колеса. Работа насоса
правее этой границы допустима, но происходит с пониженной
экономичностью и большим износом верхней опоры.
2.	Для ступеней с западающей левой ветвью напорной кри-
вой левая граница рабочей зоны определяется подачей, меньше
которой начинается снижение напора. Работа левее левой гра-
ницы недопустима.
3.	Ступени с параллельным оси абсцисс участком напорной
кривой допускают работу левее левой границы только при усло-
вии стабильности динамического уровня в скважине.
4.	Положение левой границы рабочей зоны может опреде-
ляться сроком службы нижнего упорного подшипника, износ
которого возрастает из-за увеличения осевой силы, действую-
щей на рабочее колесо, и ухудшения условий охлаждения по
мере снижения подачи насоса.
5.	Дополнительный нагрев перекачиваемой жидкости в ре-
зультате выделения энергии в насосе и электродвигателе может
достигать в ряде установок существенной величины. Это один
из факторов, влияющих на работоспособность питающего кабе-
ля и должен приниматься во внимание при назначении левой
границы рабочей зоны
6.	Было бы желательно, чтобы разработчик насосов указывал
в документации основную причину ограничения рабочей зоны.
В этом случае для потребителя были бы в определенной мере
прогнозируемы последствия, к которым приведет работа насоса
вне зоны.
409
Погружные центробежные насосы зарубежных фирм
Среди зарубежных фирм, выпускающих ЭЦН, наиболее ав-
торитетными являются фирмы «REDA», «Centrilift», «ODI»,
«ESP». Некоторые фирмы в Китае и Восточной Европе выпус-
кают ЭЦН по лицензиям вышеназванных фирм (в основном —
«REDA»).
Фирма «REDA» выпускает насосы типа A, AN, DN и GN.
В условном обозначении насоса первая буква обозначает серию
(наружный диаметр в дюймах, умноженный на 100): А-338 се-
рия, D-400 серия, G-513 серия. Обозначение серии отражает
диаметр установки ЭЦН в дюймах, умноженный на 100. При
исполнении рабочих органов из специального чугуна марки «ни-
резист» в обозначении насоса используется буква N. Если буквы
нет, то рабочие органы выполнены из материала «райтон». Сле-
дующее после букв число обозначает номинальную подачу на-
соса в баррелях в сутки при частоте вращения ротора насоса
3500 мин-1 [22].
Необходимо отметить, что насосы фирмы REDA имеют ле-
вое направление вращения вала (против часовой стрелки), если
смотреть сверху. Это отличие следует отнести к недостаткам,
т.к. в местах резьбовых соединений корпуса с основанием и го-
ловкой насоса необходимо применять приваренные пластины,
предохраняющие от саморазвинчивания резьб, что увеличивает
наружный поперечный размер агрегата.
Фирмой REDA выпускаются насосы для следующих условий
эксплуатации:
—	малоагрессивная, неабразивная продукция;
—	агрессивная, неабразивная продукция;
—	агрессивная, абразивная продукция;
—	малоагрессивная, абразивная продукция;
—	высокотемпературная продукция.
Разные исполнения насосов отличаются материалами и кон-
структивным исполнением основных узлов: вала, рабочих орга-
нов, радиальных и осевых опор.
Конструкция насосов фирмы «REDA» модульная. Насос со-
стоит из одного и более модулей-секций (рис. 5.46), входного
модуля и модуля-головки. Для работы в абразивосодержащей
среде фирма предлагает специальные конструкции модуль-сек-
410
Рис. 5.46. Секция насоса фирмы REDA:
1	— головка; 2 — верхний подшипник; 3 — верхнее полукольцо;
4	— стяжная гайка; 5 — вал; 6 — распертое рабочее колесо;
7	— нижнее полукольцо, 8 — корпус; 9 — плавающее рабочее
колесо; 10 — направляющий аппарат; 11 — нижний подшипник;
12 — основание; 13 — шлицевая муфта
ций насоса: ES и ARZ. В модуль-секции ES используются кера-
мические подшипники жесткой конструкции, помещаемые в
головке и в основании секции (рис. 5.47 и 5.48 ), а также анало-
гичные промежуточные подшипники. При высокой концентра-
ции механических примесей фирма рекомендует применять мо-
дуль-секции и входной модуль типа ARZ, которые включают
запатентованную подшипниковую систему, в основе которой
плавающая подшипниковая секция с циркониевым керамичес-
ким подшипником (рис. 5.49).
6	5	4 3 2	1
Рис. 5.47. Верхний радиальный подшипник
модуль-секции насоса фирмы REDA:
1 — втулка; 2 — втулка резьбовая; 3 — специальная гайка; 4 —
полукольца; 5 — пластина; 6— концевой радиальный подшипник
411
1
Рис. 5.48. Нижний радиальный подшипник модуль-секции насоса фирмы REDA:
1 — корпус входного модуля
Рис. 5.49. Плавающая подшипниковая система
фирмы REDA:
1 — корпус подшипника, 2 — стопорное
кольцо, 3 — уплотнительные кольца
(из афласа), 4 — керамическая подшип-
никовая пара, 5 — вал
При высокой температуре откачи-
ваемой жидкости фирма REDA пред-
лагает использовать систему Hotline
с насосом и входным модулем испол-
нения ARZ, в которых выбираются
специальные допуски и зазоры с уче-
том теплового расширения, а также применяются специальные
эластомеры в соответствии с рабочей температурой. В данной
конструкции используются фиксируемые на валу ступени, т.к.
плавающие ступени имеют меньшие возможности по темпера-
туре из-за свойств материала опорных шайб.
Технические характеристики некоторых видов центробежных
насосов фирмы REDA представлены в таблице 5.12 и на рисун-
ках 5.50—5.60. Характеристика насосов представлена для работы
одной ступени на воде плотностью 1000 кг/м3 при частоте вра-
щения 2917 оборотов в минуту. Более полная информация о
характеристиках ЭЦН фирмы REDA представлена в [22, 28].
412
Таблица 5 12
Параметры насосов фирмы REDA
Тип насоса	Серия насоса	Наруж- ный диаметр насоса, мм	Миним. наруж. диаметр колонны, дюйм (мм)	Напор ступени при Q = 0, м	Рекомендуемый диапазон подач, М3/сут		Оптимальный режим			Максим, мощность, ступени, л.с.
					Мини- мальная подача	Макси- мальная подача	Подача, м3/сут	Напор ступени, м	кпд, %	
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
А230	338	85,9	4'/4" (И4,3)	3,5	13	46	34,5	2,6	40	0,034
А400				4,6	27	66	53	3,4	41	0,06
AN550				4,72	53	93	75	3,1	46,5	0,078
АН900				4,62	93	140	115	2,75	54	0,085
AM 1200				4,43	106	219	152	2,85	53	0,125
AM 1500				3,74	133	265	198,7	2,5	44	0,17
DN280	400	101,6	5*/2" (139,7)	4,53	13	66	50	2,9	45,9	0,045
DN440				5,98	13	73	58,3	3,83	48	0,075
DN450				5,6	45	74	59,6	3,85	50	0,07
DN525				5,7	40	82	70,0	3,6	52,5	0,114
DN610				6,8	46	102	80,8	5 43	58,3	0,12
DN675				7,0	42	111	89,1	5 02	60	0,117
DN800				6,7	52	127	106	4,8	59	0,135
DN 1000				6,0	77	167	132,5	4,7	58,2	0,16
DN 1100				6,42	79	179	145,0	4,85	62,0	0,175
DN 1300				6,0	127	220	170	4,35	62,4	0,18
Продолжение табл. 5.12
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
DN 1750				6,4	155	275	238	3,95	68,5	0,21
DN 1800				6,7	159	318	250,0	3,8	74,0	0,198
DN 2150				6,8	170	345	271	4,95	58,5	0,35
DN 3000				6,3	280	495	370	4,1	63,5	0,375
DN 3100				6,0	318	530	415	3,9	66,0	0,375
DN 4000				5,7	450	690	580	2,6	61	0,375
GN 1600	513	130,3	6 (168,3)	12,2	159	265	226	9,2	60	0,54
GN 2100				11,7	219	331	291	8,8	63,5	0,6
GN 2500				10,9	239	411	315	9,1	62	0,72
GN 2700				11,0	265	451	357,8	9,1	65	0,76
GN 3200				12,1	292	543	458	8	65,5	0,82
GN 4000				11,3	424	636	530	7,2	68	0,86
GN 5200				9,7	517	875	724	6,1	66	1,0
GN 5600				9,5	530	994	825	5,75	70	1 03
GN 7000				10,3	663	1193	980	6,7	66,5	1,48
GN 10000				9,2	1060	1590	1280	6,5	66	1,95
Рис. 5.50. Характеристика насосов DN 1000 фирмы REDA
Рис. 5.51. Характеристика насосов DN 1100 фирмы REDA
415
Рис. 5.52. Характеристика насосов DN 1300 фирмы REDA
Рис. 5.53. Характеристика насосов DN 3100 фирмы REDA
416
Рис. 5.54. Характеристика насосов DN 4000 фирмы REDA
Q, м’’/сут
Рис. 5.55. Характеристика насосов GN 1600 фирмы REDA
27 Ивановский
417
Рис. 5,56. Характеристика насосов GN 2100 фирмы REDA
Рис. 5.57. Характеристика насосов А230 фирмы REDA
418
Рис. 5.58. Характеристика насосов А400 фирмы REDA
Рис. 5.59. Характеристика насосов AN550 фирмы REDA
419
Фирма Centrilift выпускает ЭЦН типа DC, FC, FV, FS,GC.
В условном обозначении насоса первая буква обозначает серию:
D — 338 серия, F — 400 серия, G — 513 серия. Вторая буква в
условном обозначении означает конструктивную модификацию
насоса. Следующее после букв число обозначает номинальную
подачу насоса в баррелях в сутки при частоте вращения ротора
насоса 3500 мин-1 [24].
Конструкция насосов фирмы Centrilift (США) — многосек-
ционная. Конструкция секций отличается друг от друга незна-
чительно, в частности, в верхней секции имеется ловильная го-
ловка, а в нижней — входной модуль или газосепаратор.
Во всех секциях имеются верхние радиальные подшипники с
парой трения «бронза — нирезист». Кроме того, в секции помеще-
ны промежуточные подшипники, образуемые фигурной обрезинен-
ной втулкой и расточкой направляющего аппарата (рис. 5.61). Ко-
личество радиальных подшипников зависит от типоразмера насоса.
На входном модуле (или в газосепараторе) устанавливают ради-
альные подшипники с парой трения «бронза — закаленная сталь».
Конструктивно модуль-секция насосов выполнена с плаваю-
щими рабочими колесами, при этом осевые усилия, действую-
420
X
Рис. 5.61. Промежуточные радиальные подшипники насосов фирмы Centrilift
щие на торец вала, передаются на упорный подшипник, поме-
щенный в протекторе.
В насосах фирмы Centrilift применяется двухопорная конст-
рукция рабочего колеса для малой и средней подачи, а также
одноопорная ступень с разгрузкой рабочего колеса от осевого
усилия для высокодебитных насосов.
Для откачки жидкости с механическими примесями фирма
Centrilift предлагает насосы типа AR (Abrasive Resistant), в кото-
рой используются следующие конструктивные особенности: дву-
хопорное рабочее колесо с износостойкой осевой и радиальной
опорой (рис. 5.62); конструкция с распертыми рабочими коле-
сами, при которой осевая нагрузка передается на вал и осевую
опору, расположенную в протекторе, а радиальные нагрузки вос-
принимаются промежуточными радиальными подшипниками
(см. рис. 5.61).
Технические характеристики некоторых видов центробежных
насосов фирмы Centrilift представлены в таблице 5.13 и на ри-
сунках 5.64—5.71. Характеристики представлены для одной сту-
пени при работе на воде плотностью 1000 кг/м при частоте вра-
щения рабочего колеса 2915 оборотов в минуту [22].
421
2
1
Рис. 5.62. Ступени насоса Sand Handler фирмы Centrilift
Рис. 5.63. Ступени насоса
Compression Sand Handler
фирмы Centrihft
422
Параметры насосов фирмы Centrilift
Таблица 5 13
Тип насоса	Серия насоса	Наруж- ный диаметр насоса, м	Минимальный наружный диаметр колонны, дюйм (мм)	Напор ступени при Q = 0, м	Рекомендуемый диапазон подач, м3/сут		Оптимальный режим			Максималь- ная мощность ступени, л. с
					Мини мальная подача	Макси- мальная подача	Подача, м3/сут	Напор, м	кпд, %	
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
DC 800	338	85,9	4 1/2 (114,3)	4,4	73	126	106	3,05	60,3	0,087
DC 1000				4,38	93	172	132	3,1	55	0,123
DC 1250				4,7	126	225	166	3,15	56	0,144
DC 2200				3,65	154	365	298	2,02	58,3	0,164
DC 2600				4,1	200	400	344	2,27	62,8	0,19
FV 210	400	101,6	5 1/2 (139,7)	5,2	16	40	27	4,1	40	0,052
FC 300				6,65	26	60	46	4,7	38,2	0,09
FV 320				5,28	7	61	42	4,2	50	0,06
FC 320				4,78	7	61	48	3,5	49 5	0,54
FS 400				6,4	24	70	53	4,12	47	0,075
FC 450				7,0	26	83	59 6	5,4	44,1	0,12
FC 470				6,5	47	76	63	4,27	42,5	0,1085
FC 650				7,05	60	ИЗ	86	5,3	60	0,125
FC 925				6,95	93	152	123	5,0	64,2	0,154
Продолжение табл 5 13
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
FS 1150				6,28	106	199	152	4,43	63	0,17
FC 1200				6,7	126	205	150	5,4	64	0,195
FC 1600				6,6	159	278	212	5,0	62,5	0,268
FC 2200				6,53	199	371	300	5,0	64	0,37
FC 2700				7,08	238	463	350	4,95	64	0,448
FC 4300				6,0	397	689	570	4,3	71	0,525
FC 6000				6,0	477	901	742	4,45	72	0,75
GC 1200	513	130,3	6 5/8 (168,3)	12,5	106	212	159	10,2	56	. —
GC 1700				11,7	172	292	225	9,6	57	—
GC 2200				11,2	199	397	291	9,3	59	—
GC 3000				11,4	291	477	397	7,8	65	—
GC 3500				12,0	291	623	464	7,5	62	—
GC 4100				11,3	331	742	543	6,7	68	—
GC 6100				10,2	484	1073	808	5,9	69	—
GC 8200				10,1	583	1365	1086	7,1	66	—
GC 11500				10,7	994	1587	152,4	9,84	52,0	0,44
GC 10000				9,3	583,1	1722,7	1258,9	5,95	65,8	1,72
и,н
Рис. 5.64. Характеристика насосов DC 800 фирмы Centrilift
Рис. 5.65. Характеристика насосов DC 1000 фирмы Centnhft
425
Рис. 5.66. Характеристика насосов DC1250 фирмы Centrilift
Рис. 5.67. Характеристика насосов DC 2200 фирмы Centrilift
426
Рис.5.69. Характеристика насосов FC 925 фирмы Centrilift
427
Рис. 5.71. Характеристика насосов FC 1200 фирмы Centrilift
428
Фирма ESP (США) выпускает ЭЦН с шифром, аналогичным
шифру насосов фирмы REDA. Отличие в шифре состоит в на-
личии перед обозначением насоса буквы «Т», которая указыва-
ет, что насос произведен фирмой ESP.
Каждая модуль-секция насоса может быть использована как
верхняя, средняя и нижняя секции насоса (рис. 5.72) [22].
Секции насоса фирмы ESP
соединяются между собой, с ло-
вильной головкой и входным
модулем болтовыми соединени-
ями. Используются осерадиаль-
ные и диагональные ступени в
насосах соответственно на низ-
кие, средние и высокие подачи.
Насосы с осерадиальными
ступенями выполнены с плава-
ющими рабочими колесами;
осевое усилие на валы воспри-
нимается упорным подшипни-
ком протектора.
В насосах с диагональными
ступенями рабочие колеса
фиксируются на валу, и осе-
вое усилие, действующее на
весь ротор насоса, передается
на упорный подшипник про-
тектора.
Поперечные усилия в мо-
дуль-секции передаются на ра-
диальные подшипники. В стан-
дартной конструкции модуль-
секции насоса (Standart Sistem)
использованы два концевых ра-
диальных подшипника. В ради-
Рис. 5.72. Модуль-секция насоса
фирмы ESP
429
ально-стабилизированной конструкции модуль-секции (Radially
Stabilized Sistem-RRS) количество радиальных подшипников
выбирается в зависимости от длины модуль-секции.
Стабилизирующий подшипник RS (Radial Sleeve) состоит из
корпуса и двух колец из нержавеющей стали (рис. 5.73). Сопря-
женная кольцу подшипника поверхность упрочняется до 9 еди-
ниц по шкале MOL боронитридным процессом.
Рис. 5.73. Подшипники RS фирмы ESP:
1 — втулка; 2 — стабилизирующая втулка; 3 — корпус подшипника;
4 — втулка подшипника; 5 — модифицированное рабочее колесо
Технические характеристики некоторых видов центробежных
насосов фирмы ESP представлены в таблице 5.14 и на рисунках
5.74—5.77. Характеристики представлены для одной ступени при
работе на воде плотностью 1000 кг/м3 при частоте вращения ра-
бочего колеса 3500 оборотов в минуту [22].
430
1
Параметры насосов фирмы ESP
Таблица 5.14
Тип насоса	Серия на- соса	Наружный диаметр насоса, дюйм (мм)	Минимальный наружный диаметр колонны, дюйм (мм)	Напор ступени при Q = 0, м	Рекомендуемый диапазон подач, м/сут		Оптимальный режим			Максималь- ная мощность ступени, л.с.
					Мини- мальный	Макси- мальный	Подача, м/сут	Напор, м	КПД, %	
ТА-400	338	3,38 (85,9)	472 (114,3)	4.87	40	72	63.59	3.17	56.6	0.0579
ТА-550				4,83	66	87	76.84	3.41	53.0	0.0781
ТА-900				4.53	103	154	113.93	2.68	52.0	0.0868
ТА-1200				4.34	119	199	159,0	2.62	51.8	0.1187
ТА-1500				3.77	159	239	198,7	2.38	42.8	0.1794
TD-280	400	4,00 (101,6)	57г (139,7)	4.55	13	61	49.0	3.05	43.8	0.0521
TD-450				5.93	46	73	59.6	3.60	45.8	0.0752
TD-750				6.14	74	127	95,4	5.00	52.7	0.1389
TD-975				7.09	92	159	132.5	5.03	52.5	0.1968
TD-1000					86	160	159.0	4.88	56.0	
TD-1300				6.22	126	205	159.0	4.24	54.3	0.191
TD-1350				6.14	132	245	185.5	4.66	57.3	0.2287
TD-1750				6.2	159	272	225.2	4.39	69.2	0.2
TD-2000				6.14	186	331	258.3	4,33	55.0	0.3184
TD-3000				5.95	265	490	391.0	3.75	63.6	0.3184
TD-4100				5,76	464	676	530	3.23	58.0	0.4631
TD-2000	500	5,13 (130,3)	65/8 (168,3)	10.76	212	358	265	8.05	57,7	0.55
TD-2500				11.43	278	398	344.5	8.56	64.2	0.6947
TD-3100				11.43	331	477	357.7	8.69	59.8	0.8105
TD-4000				11.45	424	636	543.2	7.38	67.9	0.8973
TD-4800				12.43	530	848	688.9	9.69	68.5	1.5225
TD-5600				9.42	662	954	795.0	5.70	66.0	1.042
TD-7000				10.16	795	1060	861,0	6.64	62.0	1.4473
Рис. 5.74. Характеристика насосов ТА-900 фирмы ESP
Рис. 5.75. Характеристика насосов ТА-1200 фирмы ESP
432
Рис. 5.76. Характеристика насосов ТА-1500 фирмы ESP
Рис. 5.77. Характеристика насосов TD-280 фирмы ESP
28 Ивановский
433
Фирма ODI (США) выпускает насосы, имеющие значитель-
ные отличия в обозначении от ранее рассмотренных. Первая
буква шифра обозначает серию — условный диаметр обсадной
колонны скважины, для эксплуатации которой предназначен
насос: R — 55 серия, К — 70 серия (55 и 70 — диаметр в дюймах,
умноженный на 10). Вторая буква, если она есть, обозначает
модификацию насоса. Следующее после букв число обозначает
номинальную подачу насоса в баррелях в сутки, уменьшенную в
100 раз, при частоте вращения ротора насоса 3500 мин-1 [22].
Фирма изготавливает насосы различных конструктивных ис-
полнений: стандартная конструкция и конструктивные испол-
нения, предназначенные для различного содержания песка в
откачиваемой жидкости.
Конструктивно стандартный насос фирмы ODI компонуется
из нижней, средней и верхней секций. Конструктивные отличия
секций насоса фирмы ODI незначительные.
Средняя и верхняя секции — идентичны (рис. 5.78).
Рис, 5.78. Средняя (верхняя) секция насоса фирмы ODI
I — головка; 2 — верхний подшипник; 3 — защитная втулка вала;
4 — корпус, 5 — направляющий аппарат; 6 — рабочее колесо; 7 — вал;
8 — основание
Нижняя секция насоса (рис. 5.79) отличается от верхней и
средней наличием приемной сетки и нижнего подшипника.
Особенностью вала нижней секции по сравнению с валами
верхней и средней секций является увеличенный размер шли-
цевого конца вала за счет приваренной к нему втулки с наруж-
ными шлицами. Соединение валов секций — шлицевое эволь-
вентное.
434
Рис. 5.79. Нижняя секция насоса фирмы ODI
1 — головка; 2 — верхний подшипник; 3 — защитная втулка вала; 4 —
корпус; 5 — направляющий аппарат; 6 — рабочее колесо; 7 — вал; 8 —
основание; 9 — нижний подшипник; 10 — сетка
Осевая сила, действующая на валы, передается с вала на вал
каждой секции (все валы имеют возможность перемещаться в
осевом направлении в пределах 10—12 мм), и воспринимается
помещенной в протекторе осевой опорой, как в установках фирм
REDA и Centrilift.
Поперечные силы воспринимаются радиальными под-
шипниками. В каждой секции насоса имеется верхний подшип-
ник с парой трения: бронза (защитная втулка вала) по нирезисту.
В нижней секции насоса, кроме верхнего радиального подшип-
ника установлен нижний подшипник (закаленная сталь по бронзе).
Кроме того, через определенное количество ступеней разме-
щается бронзовая втулка, составляющая промежуточный под-
шипник с расточкой направляющего аппарата.
В насосах фирмы используют ступени двухопорной конст-
рукции.
Основные детали насоса изготавливаются из следующих ма-
териалов: корпус, головка, основание — из углеродистой стали.
Для защиты от H2S и СО2, корпуса могут изготавливаться из
нержавеющей ферритной стали с покрытием из напыленного
монеля толщиной 0,15 или 0,3 мм.
435
При наличии песка фирма рекомендует применять насосы
исполнения «S», в которых используются резиновые подшипни-
ки, выдерживающие температуру до 250 °F (121 °C). Буква «S»
записывается в конце обозначения насоса, например, «R-14S».
Для скважин с высоким содержанием песка фирма выпускает
насосы запатентованной конструкции — Superior Service Pump
(SSP). В насосах исполнения SSP каждый пакет ступеней из 4—
10 ступеней имеет свою осевую и радиальную опору (рис. 5.80).
Вкладыши радиальных опор и подпятники осевых опор изготав-
ливаются из борированной закаленной стали или из карбида
вольфрама. В конце обозначения насоса такого исполнения за-
писывается «SSP».
Насосы исполнения SSP имеют
более широкий диапазон подач ра-
бочей части характеристики, чем
аналогичные стандартные насосы.
Например, рабочая часть характери-
стики насоса RC-12 SSP соответству-
ет диапазону подач 46 ... 225 м3/сут
(л = 2916 мин1), тогда как у насоса
RC-12 этот диапазон равен 119 ...
199 м3/сут.
Основные технические характери-
стики насосов фирмы ODI приведе-
ны в табл. 5.15 и на рисунках 5.82—
5.89. Характеристики приведены для
одной ступени при частоте вращения
2915 мин 1 при работе на воде с плот-
ностью 1000 кг/м3 [22].
Рис. 5.80. Радиальные и осевые опоры насоса
конструкции SSP фирмы ODI:
1 — верхняя опора; 2 — втулка; 3 — пята,
подпятник, 4 — вкладыши; 5 — компенсаци-
онные втулки; 6 — шайбы
436
Параметры погружных центробежных насосов для добычи нефти фирмы ODI
Таблица 5.15
Габарит		Тип насоса	Оптимальный режим			Номинальный режим		
Серия	Диаметр, дюйм		Подача, м3/сут	Напор, м	КПД, %	Подача, м3/сут	Напор, м	КПД, %
55	5*/2	R2	35,812	4,02	30,7	26,48	4,85	28
		R3	43,3	4,82	44	39,72	5,13	43,5
		RC5	63,29	5,0	52	66,2	4,75	52
		R7	96,61	5,55	61,3	92,69	5,68	61
		RA7	110	5,6	60,7	92,69	6,3	58,4
		R9	129,09	5,896	63	119,17	6,24	66
		RC12	154,9	5,896	66	158,89	5,79	66
		R14	200	5,41	64	185,38	5,48	64
		RA16	233,2	5,6	64,5	211,86	5,23	64
		RA22	299,8	4,76	68	291,3	4,89	68
		R 32	366,45	4,82	66	423,72	4,09	64,5
		R 38	533	3,6	64	503,17	3,78	63,5
70	7	К16	199,88	11,44	63	211,86	10,95	62,5
		К20	299,82	9,41	68	264,83	10,54	67,5
		К28	391,44	10,4	70	370,76	10,8	67,5
		К34	485,07	10,68	72	450,21	10,8	68
		К47	620	9,71	71	622,35	9,36	71
		К62	882,82	8,6	70	820,97	9,29	72,7
		К75	1049,39	8,04	73,5	993,11	8,6	73,5
		К100	1300	7,1	66	1324,23	7,0	66
Рис. 5.81. Схема восприятия сил подшипником насоса SSP фирмы ODI
438 v
Рис. 5.83. Характеристика насосов R14 фирмы ODI
Рис. 5.84. Характеристика насосов RA16 фирмы ODI
439
Рис. 5.85. Характеристика насосов RA22 фирмы ODI
Рис. 5.86. Характеристика насосов К28 фирмы ODI
440
Рис. 5.87. Характеристика насосов К34 фирмы ODI
Рис. 5.88. Характеристика насосов К47 фирмы ODI
441
Рис. 5.89. Характеристика насосов К62 фирмы ODI
До 1995 г. фирма Temtex (КНР) выпускала установки по-
гружных центробежных насосов для добычи нефти по лицен-
зии фирмы REDA. Этим объясняется сходство конструкций
насосов фирмы Temtex и насосов фирмы REDA [22]
Параметры и характеристики насосов представлены в табл.
5.16.
Насос состоит из одной или нескольких обезличенных мо-
дуль-секций, входного модуля и ловильной головки, которая
может поставляться встроенной к модуль-секции или отдель-
ным модулем.
Модуль-секции насосов по аналогии с насосами фирмы REDA
выпускаются в двух конструктивных исполнениях:
1) плавающая конструкция — исполнение FL-CT;
2) конструкция с «плавающим низом» — исполнение BFL-
СТ.
442
Параметры насосов типа А и Е фирмы Temtex
Таблица 5 16
Тип насоса	Наружный диаметр, мм	Рекомендуемый диапазон подач, м/сут		Оптимальный режим			Мощность 1 л.с.
		Макси- мальная	Мини- мальная	Подача, м/сут	Напор, м	КПД, %	
1	2	3	4	5	6	7	8
А07	95	30	100	72	3,5	48	0,06
А10		60	160	115	3,75	54	0,10
AI5		100	240	180	4,1	58	0,19
А20		130	360	240	3,6	59	0,21
А42		200	550	400	3,5	65	0,33
А53		350	700	520	3,1	66	0,46
Е45	98	15	80	50	4,5	48	0,07
Е60		45	90	70	5,0	56	0,09
Е125		66	190	130	5,6	65	0,18
Е160		108	210	160	5,7	66	0,22
Е220		140	345	240	4,3	67	0,24
Е265		140	380	275	4,3	63	0,28
Е360		Нет сведений					
Е510		Нет сведений					
Продолжение табл. 5 16
1	2	3	4	5	6	7	8
TD45	102	13	60	50	3,1	50	0,04
TD72		42	72	60	3,8	50	0,07
TD160		90	165	120	4,25	56	0,17
TD210		120	220	175	4,15	62	0,18
TD280		150	275	233	4,0	66	0,22
TD320		190	325	266	4,0	56	0,36
TD480 TD640		275 450	490 690	375 575	3,7 2,64	63 55	0,36 0,37
TD320	130	220	330	266	8,1	60	0,62
TD400		238	410	333	8,25	62	0,71
TD490		290	530	410	7,31	58	0,92
TD640		425	640	530	7,25	67	0,85
TD830		515	875	690	6,3	66	0,98
TD890		530	995	740	6,2	70	1,00
TD1115		660	1195	930	6,62	66	1,40
TD1590		925	100	1325	6,25	66	1,88
Примечание. Параметры насосов серии Аданы при частоте вращения 2820 мин остальных — 2850 мин 1
5.2.2. ГАЗОСЕПАРАТОРЫ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Диапазон изменения газового фактора нефтей разрабатывае-
мых месторождений весьма широк. Например в НГДУ «Южорен-
бургнефть» газовый фактор может доходить до 5000 м3/м3, а в
НГДУ «Чернушканефть» — обычно не превышает 35—40 м3/м3.
Допустимые значения газосодержания на входе в насос, по тех-
ническим условиям эксплуатации установок составляют 20%,
однако, на самом деле эта величина колеблется (в зависимости
от типоразмера насоса) в пределах 5—25% от объема добывае-
мой продукции.
Известны следующие методы борьбы с газом в скважинах,
эксплуатируемых УЭЦН:
—	спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает
оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу;
—	применение сепараторов различных конструкций;
—	монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;
—	принудительный сброс газа из затрубного пространства;
—	применение комбинированных, так называемых «конус-
ных» или «ступенчатых», насосов.
Создание на приеме насоса давления, равного давлению насыще-
ния нефти газом или близкого к нему. Этот метод широко распро-
странен, так как прост технологически и организационно, но
является неэкономичным, поскольку для его осуществления
требуется спуск насоса на большие глубины, соизмеримые с
глубиной скважины. Последнее связано с затратами на насос-
но-компрессорные трубы, кабель, электроэнергию и спуско-
подъемные операции, а иногда и невыполнимо по техничес-
ким причинам.
Применение сепараторов. Метод предусматривает установку на
приеме насоса специальных устройств, разделяющих жидкость
и газ, и выброс последнего в затрубное пространство.
В различных нефтедобывающих районах прошло промыш-
ленное апробирование как отечественного, так и импортного
оборудования. По данным эксплуатации была зафиксирована
удовлетворительная работа ЭЦН в течение длительного времени
при объемном расходном газосодержании, равном 0,5.
445
Использование диспергаторов. Применение диспергаторов по-
зволяет увеличить допускаемое значение объемного газосодер-
жания на приеме от 0,10 до 0,25 за счет образования тонкодис-
персной структуры среды. Диспергаторы эффективны в обвод-
ненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, так как спо-
собствуют разрушению ее структуры.
Диспергатор является сильным турбулизатором потока и спо-
собствует эффективному выравниванию структуры газожидкос-
тной смеси. Диспергаторы могут устанавливаться как вне, так и
внутри насоса взамен нескольких рабочих ступеней.
Принудительный сброс газа из затрубного пространства. В про-
цессе эксплуатации скважины часть газа сепарирует из жидко-
сти в зоне приема насоса в затрубное пространство. Накаплива-
ясь в нем, газ может оттеснить жидкость до приема насоса и,
попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную ра-
боту в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противо-
давление на пласт, уменьшая приток жидкости.
Известны способы сброса газа из затрубного пространства
путем применения автоматически работающих устьевых или сква-
жинных обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ
принудительно (например — система «тандем»).
Применение комбинированных насосов. «Вредное» влияние газа
уменьшается, если на приеме серийного насоса некоторое число
ступеней заменить ступенями большей подачи. Обладая боль-
шим объемом каналов, эти ступени обеспечивают и большее
поступление на прием газожидкостной смеси. При попадании в
серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и
растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная
подача насоса.
Стабильная работа УЭЦН осуществляется при содержании
свободного газа на входе в насос (по техническим условиям) от
5 до 25% в зависимости от типоразмера насоса. При увеличении
количества свободного газа происходит ухудшение работы насо-
са. Газированная жидкость в некоторых случаях, если среда тон-
кодисперсная и наличие свободного газа не превышает допусти-
мого, может положительно влиять на работу насоса, т.к. проис-
ходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси.
Но, чаще всего, происходит частичное или полное запирание
каналов рабочих колес в насосе при большом содержании газа,
446
которое приводит к уменьшению подачи насоса, снижению на-
работки насоса на отказ. В некоторых случаях может происхо-
дить выход из строя погружного электродвигателя из-за плохого
его охлаждения за счет отсутствия потока жидкости.
Газосепараторы предназначены для обеспечения стабильной
работы погружного насоса при откачке высокогазированной
жидкости.
Применение газосепараторов или диспергаторов позволяет:
предотвратить кавитацию, запирание рабочих органов насоса,
обеспечить необходимую производительность насоса, повысить
коэффициент полезного действия. Принцип работы дисперга-
тора заключается в обеспечении необходимого диаметра пузырь-
ков газа в откачиваемой газожидкостной смеси (ГЖС) путем их
измельчения; газосепаратора — в удалении газовой фазы из от-
качиваемой смеси.
Все виды применяемого оборудования находятся на входе в
первую рабочую ступень насоса, т.е. жидкость до входа в насос
проходит через дополнительное устройство.
Мировыми производителями выпускается три типа газосепа-
раторов:
1)	гравитационные;
2)	вихревые;
3)	центробежные.
Применение центробежных газосепараторов является самым
надежным средством защиты ЭЦН от вредного влияния свобод-
ного газа. От эффективности их работы во многом зависят пара-
метры эксплуатации и наработка на отказ погружного насоса в
скважине.
Для отделения газа от жидкости в этих газосепараторах ис-
пользуется плавучесть газовых пузырьков под действием грави-
тационных или центробежных сил.
Гравитационный газосепаратор имеет наименьший коэффи-
циент сепарации, центробежный — наибольший, а вихревой га-
зосепаратор по коэффициенту сепарации занимает промежуточ-
ное положение.
К устройствам предъявляются следующие требования:
1	— ликвидация вредного влияния свободного газа, содержа-
ние которого больше допускаемого по техническим условиям,
что и приводит к срыву подачи насоса, которая обеспечивается
447
за счет уменьшения диаметра пузырьков (для диспергаторов) или
выброс газа в затрубное пространство (для газосепараторов);
2	— обеспечение минимального диаметрального размера уст-
ройства, соответствующего диаметральным размерам насоса оп-
ределенной габаритной группы;
3	— необходимую подачу жидкости через рабочие органы ус-
тройства для обеспечения устойчивой работы насоса;
4	— обеспечение прохождения удлиненного, за счет приме-
нения устройства, погружного агрегата по всей глубине скважи-
ны, особенно — в наклонно направленных скважинах.
Существующие конструкции и принцип действия
газосепараторов и диспергаторов
Российскими производителями выпускаются газосепараторы
в соответствии со следующими нормативными документами:
ТУ 26-06-1416-84. Модули насосные — газосепараторы МНГ
и МНГК.
ТУ 313-019-92. Модули насосные — газосепараторы Ляпкова
МН ГСЛ.
ТУ 3381-003-00217780-98. Модули насосные — газосепарато-
ры МНГБ5.
По принципиальной схеме эти газосепараторы являются цен-
тробежными. Они представляют собой отдельные насосные мо-
дули, монтируемые перед пакетом ступеней нижней секции на-
соса посредством фланцевых соединений. Валы секций или мо-
дулей соединяются шлицевыми муфтами.
Одним из первых устройств, запатентованных в нашей стра-
не (заявка на авторское свидетельство от 1 октября 1954 г.), был
газосепаратор П.Д. Ляпкова — известного российского ученого.
Принцип действия данного газосепаратора заключается в том,
что ротор, вращаясь с валом насоса, создает интенсивное вра-
щательное движение смеси в сепараторе, благодаря чему проис-
ходит разделение смеси на жидкость и газ. Газ под действием
возникающего при вращении смеси градиента давления выжи-
мается из вращающегося кольца смеси в сторону наименьшего
давления, т.е. к центру, а жидкость под действием центробеж-
ных сил отбрасывается к периферии внутренней камеры газосе-
паратора.
448
Более 10 лет назад запущен в серийное производство отече-
ственный сепаратор 1МНГ5 к ЭЦН 5 группы. Они успешно ра-
ботали в широком диапазоне изменения условий эксплуатации.
Однако сепаратор имел сложную конструкцию, большую массу,
был подвержен абразивному износу и обрыву по корпусу сепа-
ратора. Кроме того, в условиях высоких газосодержаний на мно-
гих режимах наблюдалось существенное влияние газа на работу
ЭЦН, оборудованных 1МНГ5.
Поэтому возникла необходимость создания нового типа се-
паратора. Учеными ГАНГ им. И. М. Губкина был предложен
новый тип сепарации, на основе которого специалисты АО «Ле-
бедянский машиностроительный завод» разработали конструк-
цию модуля насосного газосепаратора МН-ГСЛ5 (рис. 5.90) к
погружным насосам группы 5. Масса нового сепаратора оказа-
лась примерно в 2 раза меньше, чем у 1МНГ5, в частности, — за
счет упрощения конструкции. Кроме того, в МН-ГСЛ5 предус-
мотрена защита внутренней поверхности корпуса от абразивно-
го износа воздействия. Новый газосепаратор позволяет стабиль-
но работать насосу до 80 % содержания газа. С целью сравнения
сепараторов по эффективности газоотделения были проведены
специальные стендовые испытания [22].
Газосепаратор типа МН(К)-ГСЛ состоит из трубного корпуса 1
с головкой 2, основания 3 с приемной сеткой и вала 4 с распо-
ложенными на нем рабочими органами. В головке выполнены
две группы перекрестных каналов 5, 6 для газа и жидкости и
установлена втулка радиального подшипника 7. В основании
размещены закрытая сеткой полость с каналами 8 для приема
газожидкостной смеси, подпятник 9 и втулка 10 радиального
2	4	6 15 1 14	13 16	12 8	9 10 3
Рис. 5.90. Газосепаратор типа МН(К)-ГСЛ
29 Ивановский
449
подшипника. На валу размещены пята 11, шнек 12, осевое рабо-
чее колесо 13 с суперкавитирующим профилем лопастей, сепа-
раторы 14 и втулки радиальных подшипников 75. В корпусе раз-
мещены направляющая решетка и гильзы.
Газосепаратор работает следующим образом: газожидкостная
смесь (ГЖС) попадает через сетку и отверстия входного модуля
на шнек и далее к рабочим органам газосепаратора. За счет при-
обретенного напора ГЖС поступает во вращающуюся камеру
сепаратора, снабженную радиальными ребрами, где под действием
центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость
с периферии камеры сепаратора поступает по каналам перевод-
ника на прием насоса, а газ через наклонные отверстия отводит-
ся в затрубное пространство.
Характеристика газосепаратора типа МН(К)-ГСЛ представ-
лена на рис. 5.91 [22].
ОАО «Борец» предлагает газосепараторы двух типов:
- модульные (модели МНГБ5, МНГБ5А, 1 МНГБ5, 1 МНГБ52);
— встроенные в нижнюю секцию насоса.
Газосепараторы ОАО «Борец» имеют головку оригиналь-
ной конструкции, которая разделяет потоки газа и жидкости
и повышает эффективность работы газосепаратора. Все типы
газосепараторов снабжены защитной гильзой, предохраняю-
щей корпус газосепаратора от гидроабразивного износа. Бла-
годаря этому повышается ресурс работы оборудования,
уменьшается вероятность аварий. Газосепараторы 1 МНГБ5 и
1 МНГБ52 не имеют осевой опоры вала, что упрощает их кон-
струкцию и снижает стоимость ЗИП. Модель 1 МНГБ52 пред-
назначена для использования на скважинах с повышенным
газовым фактором. Газосепаратор имеет сдвоенную конструк-
цию, что позволяет уменьшить общую длину насосной уста-
новки по сравнению с установкой, укомплектованной двумя
газосепараторами.
Осевые опоры валов моделей МНГБ5 и МНГБ5А могут быть
выполнены из следующих материалов: «бельтинг-сталь» — для
обычных условий эксплуатации; «керамика — керамика» — для
осложненных условий эксплуатации.
Расширенная номенклатура газосепараторов позволяет подо-
брать наиболее эффективный из них в зависимости от условий
эксплуатации.
450
Рис. 5.91. Характеристика модулей насосных газосепараторов Ляпкова
МН-ГСЛ5 (МНК-ГСЛ5) на воде плотностью р =1000 кг/м3
при частоте вращения 3000 оборотов в минуту
Модули насосные — диспергаторы МНДБ5 (производства ОАО
«Борец») предназначены для измельчения газовых влючений в
пластовой жидкости, подготовки однородной газожидкостной
смеси и подачи ее на вход насоса. Диспергаторы МНДБ5 уста-
навливаются на входе насоса вместо входного модуля. Макси-
мальное допустимое содержание свободного газа на входе в дис-
пергатор при максимальной подаче — 55% по объему. При про-
хождении потока газожидкостной смеси через диспергатор
451
повышается ее однородность и степень измельченное™ газо-
вых включений, благодаря чему улучшается работа центробеж-
ного насоса:
уменьшается его вибрация и пульсация потока в насосно-
компрессорных трубах, обеспечивается работа с заданным КПД.
За насосом в насосно-компрессорной трубе из перекачиваемой
жидкости выделяется свободный газ, который, расширяясь, со-
вершает дополнительную работу по подъему жидкости из сква-
жины. В целом, применение диспергатора способствует улучше-
нию условий работы насоса, повышению стабильности его ха-
рактеристик и увеличению экономичности всей установки по-
гружного центробежного насоса.
Условия эксплуатации
Водородный показатель.......................6,0—8,5 pH
Концентрация твердых частиц
в пластовой жидкости............................0,5	г/л
Микротвердость частиц..................не	более 7 баллов
по шкале Мооса
Максимальное содержание
свободного газа.......не	более 55% на входе в диспергатор
по объему
Допустимый темп набора
кривизны ствола скважины.............не более 2° на Юм
В месте подвески насоса в сборе с диспергатором, протекто-
ром, электродвигателем и компенсатором кривизна ствола сква-
жины не более 3' на 10 м и угол отклонения скважины от верти-
кали не более 40°.
Кроме указанных выше, ОАО «Борец» выпускает модули га-
зосепараторы-диспергаторы МНГДБ5, предназначеные для сни-
жения содержания газа в пластовой жидкости и ее преобразова-
ния в однородную газожидкостную смесь перед подачей в насос.
Газосепаратор-диспергатор МНГДБ5 устанавливается на входе
насоса вместо входного модуля. Максимальное допустимое со-
держание свободного газа на входе в газосепаратор-диспергатор
при максимальной подаче — 68% по объему [26].
452
Газосепаратор-диспергатор разделяет пластовую жидкость на
две фазы: жидкостную и газовую. Газ удаляется в затрубье, а
пластовая жидкость преобразуется в однородную газожидкост-
ную смесь и подается на вход насоса
Газосепараторы фирмы Centrilift
В зависимости от газосодержания на приеме насоса фирма
рекомендует и поставляет газосепараторы гравитационного типа
— для газосодержания до 10% и газосепараторы центробежные
(при больших значениях газосодержания).
Центробежный газосепаратор состоит из ротора винтового
типа, направляющего аппарата, сепарационной камеры в виде
цилиндрического барабана с радиальными лопатками и наруж-
ным бандажом, камеры отвода свободного газа в затрубное про-
странство и отвода газосодержащей смеси в первую ступень от-
вода (рис. 5.92) [22].
По данным фирмы центробежный газосепаратор обеспечи-
вает отделение до 90% свободного газа.
По результатам исследований фирмы выявлено, что наличие
наружного бандажа у радиальных лопаток цилиндрического ба-
рабана повышает коэффициент сепарации свободного газа и пре-
дохраняет корпус газосепаратора от абразивного и эрозионного
износа в откачиваемой жидкости.
Рис. 5.92. Центробежный газосепаратор фирмы Centrilift:
1 — основание; 2 — втулка подшипника; 3 — ротор винтового типа;
4 — вал; 5 — выправляющий аппарат; 6 — осевое рабочее колесо;
7 — сепарационная камера; 8 — корпус; 9 — переводник;
10 — корпус подшипника; 11 — головка
453
Газосепараторы и диспергаторы,
выпускаемые фирмой REDA
Для откачивания из скважин нефтяной продукции, пред-
ставляющей собой ГЖС, установками погружных центробеж-
ных насосов фирма REDA предлагает различные конструкции
устройств, основными из которых являются:
Свободный газ
выпускается в затрубное
пространство
Жидкость направляется к
первой ступени насоса
Разделитель потока
Цснтрифу! а
Четырех лопастный
винтовой ротор
Входные отверстия
Дополнительные большие
опорные подшипники
Вал из сплава К.-монель
Рис. 5.93. Центробежный
газосепаратор фирмы REDA
1) центробежные газосепараторы,
2) вихревые газосепараторы,
3) сепараторы с противотоком
(гравитационный),
4) коническая схема насоса,
5) диспергаторы.
Для случаев с большим газо-
содержанием (60%) на приеме
фирма предлагает центробежный
(рис. 5 93) и вихревой (рис. 5.94)
газосепараторы. По данным фир-
мы, центробежный газосепаратор
удаляет из ГЖС до 90% свобод-
ного газа [22].
Следует отметить высокий на-
пор, развиваемый центробежным
сепаратором фирмы REDA, и не-
значительное влияние величины
газосодержания на напорную
характеристику газосепаратора.
Вихревой газосепаратор VGS
(Vortex Gas Separator) обладает
высокой сепарационной харак-
теристикой за счет создания
после рабочего колеса свобод-
ной проточной части достаточ-
ного поперечного сечения и
протяженности [22].
Газосепаратор отличается по-
вышенной надежностью благода-
454
Рис. 5.94. Вихревой газосепаратор фирмы REDA
ря снижению вибрации за счет установки трех износостойких
керамических радиальных подшипников и уменьшению рас-
стояния между ними. Снижение вибрации газосепаратора дос-
тигается также за счет уменьшения массы вращающихся дета-
лей, размаха лопастного ротора и снижения потребляемой мощ-
ности
Принципиально иной метод повышения эффективности ра-
боты ЭЦН с большим газосодержанием на входе в пакет сту-
пеней реализован фирмой REDA установкой узла диспергато-
ра AGH (Advansed Gas Handling), предназначенного раздроб-
лять (диспергировать) пузырьки свободного газа и доводить
ГЖС до квазигомогенного состояния (рис 5.95) В зависимо-
сти от величины газосодержания на приеме насоса дисперга-
тор AGH может применяться со стандартным модулем и газо-
сепаратором [28].
Рис. 5.95. Диспергатор AGH фирмы REDA
455
Газосепараторы китайского производства
Одним из главных производителей газосепараторов в Китае
является фирма Тешрех. В конструкцию газосепаратора этой
фирмы включены следующие элементы, повышающие надеж-
ность:
1) концевые радиальные керамические подшипники;
2) гильзы из закаленной стали для защиты корпуса от воз-
действия перекачиваемой жидкости.
Конструкция центробежного газосепаратора практически по-
вторяет конструкцию аналогичного газосепаратора фирмы REDA.
Виды производимых устройств, страны и фирмы изготовите-
ли представлены в табл. 5.17 [22].
Таблица 5.17
Газосепараторы для ЭЦН
Производители газосепараторов:		Центробежные	Вихревые	Гравита- ционные
Страна	Фирма			
Россия		МНГ и МНГК, MH гсл, МНГБ5	—	—
США	REDA	ARS, 62GS, DRS-ES	VGS 80-150	RF ARZ
	ODI	—	RGV, KGV	—
	Centrilift	FRS		—
	ESP	©	—	—
Словакия	ZTS	Фирма выпускает газосепараторы по лицензии фирмы REDA		
Китай	TEMPEX	©	—	—
Примечание ® — устройства изготавливаются, но обозначение устройства фир
мой не приводится,
----устройства не изготавливаются
456
5 2 3 ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ
И ИХ ГИДРОЗАЩИТА
Основным видом погружных электродвигателей, служащих для
привода центробежных насосов являются асинхронные масло-
заполненные двигатели с короткозамкнутыми роторами. При
частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна
3000 мин Двигатели, как и насосы, должны иметь малые диа-
метры, различные для скважин с различными обсадными ко-
лоннами. Мощность двигателей достигает 500 кВт. Напряжение
тока у двигателей (400—3000 В) и сила рабочего тока (от 10 до
100 А) зависит от типоразмера двигателя. Величина скольжения
составляет до 6% [22].
Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость
увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 8 м.
Электродвигатель (рис. 5.96) состоит из статора 1, ротора 3,
головки 5, основания 10 и узла токоввода 9.
Статор 1 представляет собой выполненный из специальной
трубы корпус, в который запрессован магнитопровод из листо-
вой электротехнической стали.
В пазы статора уложена трехфазная протяжная обмотка из
специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в
звезду.
Внутри статора размещается ротор 3, представляющий со-
бой набор пакетов, разделенных между собой промежуточны-
ми подшипниками и последовательно надетыми на вал. Вал ро-
тора выполнен пустотелым для обеспечения циркуляции масла.
Пакеты ротора набраны из листовой электротехнической ста-
ли В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по
торцам с медными кольцами.
В головке электродвигателя размещен узел упорного подшип-
ника 6, который воспринимает осевые нагрузки от веса ротора.
В нижней части электродвигателя расположено основание 10,
в котором размещен фильтр 11 для очистки масла.
Секционные двигатели (рис. 5.97, 5.98) состоят из верхней и
нижней секций, которые соединяются при монтаже двигателя
на скважине. Каждая секция состоит из статора и ротора, уст-
ройство которых аналогично односекционному электродвигате-
лю. Электрическое соединений секций между собой последова-
457
Рис. 5.96. Конструкция односекционного электродвигателя:
/ — статор; 2 — обмотка статора; 3 — ротор; 4 — втулка под-
шипника; 5 — головка; 6 — пята; 7 — подпятник; 8 — клапан
обратный, 9 — колодка, 10 — основание, 11 — фильтр, 12 —
клапан перепускной, 13 — клапан обратный; 14 — крышка
кабельного ввода; 15 — крышка верхняя; 16 — муфта шлице-
вая, 17 — крышка нижняя
тельное, внутреннее и осуществляется с помощью 3-х наконеч-
ников. Герметизация соединения обеспечивается уплотнением
при стыковке секций.
Статор
Статор состоит из корпуса, в который запрессован магнито-
провод, изготовленный из листовой стали. В пазы статора уло-
жена трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточ-
ного провода.
458
2
Рис. 5.97. Конструкция секционного двигателя.
Секция верхняя.
1 — провод выводной с наконечником;
2 — шариковый перепускной клапан
1	2	3
4
Рис. 5.98. Конструкция секционного двигателя.
Секция нижняя:
1 — стопор; 2 — пружина, 3 — колодка межсекцион-
ная, 4 — провод выводной с гильзой
Корпус статора
Для изготовления корпусов статора используются трубы,
выпускаемые по ТУ 14-3-1941-94 «Трубы стальные бесшовные
холоднотянутые особовысокой точности для корпусов погруж-
ных электродвигателей и насосов»; ТУ 14-243-320-91 «Трубы
стальные электросварные холоднотянутые и бесшовные холод-
нотянутые высокой точности для малогабаритных электронасос-
ных установок»;
ТУ 14-3-1754-90 «Трубы стальные электросварные холодно-
тянутые высокой точности для корпусов погружных электро-
двигателей и насосов».
Размеры труб приведены в табл. 5.18 [22].
459
Размеры труб для корпусов ЭЦН и ПЭД
Таблица 5.18
Условный диаметр, мм	Внутрен- ний диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Предельные отклонения			Материал
			По внутреннему диаметру, мм	По толщине стенки, %		
				с/с	мм	
ТУ 14-3-1941-94; ТУ 14-3-1754-90						
92x6 (Двн 80x6,0)	80,0	6,0	+0,12	±6,0		Сталь 35
103x5,5 (Двн 92x5,5)	92,0	5,5	+0,17 +0,05	±6,0		
114x7,0 (Двн 100x7,0)	100,0	7,0	+0,12	±6,0		
117x6,0 (Двн 105x6,0)	105,0	6,0	+0,17 +0,05	±6,0		
123x6,5 (Двн 110x6,5)	110,0	6,5	+ 0,17 +0,05	±6,0		
130x6 (Двн 118x6,0)	118,0	6,0	+0,17 +0,05	±6,0		
96x5 (Двн 86x5,0)	86,0	5,0	+0,17 +0,05	±6,0		
ТУ 14-243-320-91						
86x5,5 (Двн 75x5,5)	75,0	5,5	+0,12		+0,25	Сталь 22 ПО
96x5,5 (Двн 85x5,5)	85,0	5,5	+0,17 +0,05		±0,25	
86x5,5 (Двн 75x5,5)	75,0	5,5	+0,12		+0,33	Сталь 35
96x5,5 (Двн 85x5,5)	85,0	5,5	+0,17 +0,05		±0,33	
96x5 (Двн 86x5,0)	86,0	5,5	+0,17 +0,05		+0,25 ±0,33	Сталь 22 ГЮ Сталь 35
Отклонение от прямолинейности внутренней поверхности
(кривизна) по всей длине на один метр трубы не более 0,15 мм.
По длине труба изготавливается кратной мерной длине в преде-
лах от 4000 до 9000 мм. Предел текучести металла труб должен
быть не менее 392 Н/мм2 (40 кгс/мм2). Шероховатость внутренней
поверхности соответствует значениям R а = 1,6—4,5 мкм ГОСТ 8733.
Магнитопровод
Магнитопровод шихтуется из отдельных листов отожженной
электротехнической стали марки 2212 или 2215 по ТУ 14-1-3496-91.
Сталь поставляется в виде резаной ленты шириной 98, 100,
ПО, 115, 120, 124, 130, 140, 180, 204 и 213 мм, толщиной 0,50 мм
со следующими требованиями:
—	по толщине — повышенной точности прокатки;
—	по ширине — повышенной точности изготовления;
—	по серповидности — повышенной точности изготовления.
Разнотолщинность рулона стали (без покрытия) в преде-
лах 0,01 мм.
Сталь поставляют в термически обработанном состоянии с
двухсторонним электроизоляционным покрытием «Изорт». По-
крытие соответствует следующим требованиям [24]:
—	толщина по одной стороне ленты — не более 0,005 мм (5 мкм);
—	электрическое сопротивление, приведенное к 1 см2 повер-
хности, при давлении контактов 5 кгс/см2 (0,5 МПа) — не
менее 10 Ом-см2;
—	сохранять электроизоляционные свойства после нагрева
до 700 °C в течение 2 часов в слабоокислительной атмос-
фере (вакуум 10_| мм ртутного столба);
—	не отслаиваться при изгибе образца;
—	быть стойким к маслам МАПЭД и МДПЭ при температуре
180 °C;
—	не ухудшать штампуемости стали.
Магнитные свойства стали:
—	удельные магнитные потери Р 1,5/50 не более 4,6 Вт/кг;
—	магнитная индукция В 2500 не менее 1,60 Тл.
Немагнитные пакеты набирают из листов, наштампованных из
немагнитной кремнисто-марганцовой бронзы марки БрКМцЗ-1
с химическим составом по ГОСТ 18175-86. Для штамповки не-
магнитных листов статора используется лента ДПРНТ толщи-
ной 0,5 мм.
461
Обозначение:
Д — холоднотянутая,
ПР — прямоугольная форма сечения,
Н — нормальная точность изготовления,
Т — твердая (sb от 590 до 760 МПа), по ГОСТ 4748-92.
Допускается замена бронзы на немагнитную нержавеющую
сталь марки 12Х18Н9 или 12Х18Н10Т ГОСТ 4986-79.
Немагнитные пакеты служат опорами для подшипников ро-
тора. Такие упрочненные немагнитные пакеты исключают из-
нос расточки статора под корпусами подшипников и тем самым
снимают необходимость перешихтовки статора при капиталь-
ном ремонте.
Длина статора до 6,5 м. Наличие промежуточных опорных
поверхностей для подшипников накладывает повышенные тре-
бования к точности диаметральных размеров сердечника, пря-
молинейности и соосности статора относительно резьбовых по-
верхностей. При сборке сердечника выполняется ряд специаль-
ных операций, включающих ориентацию листов статора, дози-
рование отдельных наборов на технологических оправках, зап-
рессовку наборов листов в строго ориентированном состоянии в
корпус статора, окончательную их запрессовку и закрепление.
Пазы для протяжных обмоток ПЭД применяются полуотк-
рытые или закрытые.
После запрессовки листов статора в корпус контролируется
прямолинейность статора. При неудовлетворительной прямоли-
нейности внутренней расточки статор подлежит правке на спе-
циальной установке.
Отклонение от прямолинейности внутренней поверхности
(кривизна) по всей длине не более 0,15 мм на метр.
Обмотка статора
Обмотка статорная, однослойная, протяжная, катушечная
выполняется проводом по ТУ 16-705.159-80 «Провода обмоточ-
ные теплостойкие с пленочной полиимидно-фторопластовой
изоляцией».
Основные технические данные проводов представлены в
табл. 5.19 [22].
Изоляция обмоточных проводов типа ППИ-У и ПЭИ-200,
выпускаемых в России и СНГ, выполняется из пленки марки
ПМФ-С-351 и ПМФ-С-352 по ТУ 6-19-226-83 «Пленка поли-
462
Таблица 5.19
Сравнительные данные обмоточных проводов
Тип испытаний	Марка провода, страна-изготовитель			
	ППИ-У, СНГ	Изоляция- Каптон, Австрия	Изоляция- Каптон, Швейцария	REDA, США
Наружный диаметр провода, минимальный мм,	2,56	2,50	2,51	3,45
Диаметр жилы, мм	2,24	2,24	2,24	3,15
Сопротивление изоляции провода, Ом-м	2,0 х 1012	2,3 х 1012	1,4 х 1012	2 х 1013
Пробивное напря- жение изоляции провода, кВ, среднее	не менее 12,0	12,45	13,3	15,9
Число двойных ходов иглы, миним (испытание на истирание)	125	152	162	—
имидная ПМ с фторопластовым покрытием (пленка ПМФ) и
пленки Каптон типа РМ», выпускаемой рядом зарубежных фирм.
Полиимиднофторопластовые пленки имеют высокую диэлектри-
ческую прочность, выдерживают рабочую температуру до 200 °C.
Они обладают высоким сопротивлением проколам, истиранию
и другим механическим нагрузкам, которые возникают как в
процессе обмотки статора, так и при эксплуатации ПЭД.
Основой ее является полиимидная пленка, которая с одной
или обеих сторон покрыта фторопластом для придания ей запе-
каемости. Слой фторопласта уменьшает влагопоглогцение и про-
ницаемость водяных паров. Изоляция из пленки ПМФ обеспе-
чивает замоноличивание обмотки при пропитке ее различными
лаками и компаундами.
Пленки выпускаются двух типов:
—	с односторонним фторопластовым покрытием (индекс 351);
—	с двусторонним фторопластовым покрытием (индекс 352).
463
Пример условного обозначения пленки марки ПМФ-С с дву-
сторонним фторопластовым покрытием, шириной 20 мм, тол-
щиной 60 мкм, толщиной пленки основы 40 мкм:
пленка ПМФ-С-352, 20 мм, 60/40 мкм, ТУ 6-19-226-83.
Пленка Каптон PN в отличие от пленки ПМФ обладает бо-
лее высокой прочностью адгезионного или сварного соедине-
ния фторопласта с медной жилой, фторопласта с фторопластом
и фторопласта с полиимидом. Это достигается за счет примене-
ния технологического процесса нанесения пленки Тефлон (фто-
ропласт) на основу — полиимидную пленку — методом ламини-
рования [24].
Перед обмоткой статора в пазы укладывают гильзу из изоля-
ционного материала.
В качестве выводных концов обмотки статора используется
многожильный провод марки ПФС или ПФТ, который при по-
мощи медной гильзы припаивается к концам обмотки статора.
Выводной провод изготовлен из многожильного медного прово-
да с электрически и механически прочной изоляцией. Провод
устойчив к воздействию масел.
Ротор
Ротор погружного электродвигателя короткозамкнутый, мно-
госекционный. В состав ротора входят вал, пакеты ротора, ради-
альные опоры (подшипники скольжения), втулки.
Пакеты ротора изготавливаются из отштампованных листов
электротехнической стали марки 2212 или 2215, количество па-
кетов зависит от мощности двигателя.
Обмотка пакета ротора выполнена из медных стержней и
медных короткозамыкающих колец. Короткозамыкающие коль-
ца набираются из отдельных штампованных медных листов или
из медных колец, полученных методом порошковой металлур-
гии.
Пайка короткозамыкающих колец со стержнями выполняет-
ся медно-фосфористым припоем токами высокой частоты.
Пакеты ротора насаживаются на вал группами по 3—4 паке-
та. Группа пакетов фиксируется на валу стопорными кольцами
так, чтобы был гарантирован зазор 2—3 мм, компенсирующий
тепловые расширения во время работы.
464
Поочередно с пакетами на вал устанавливают радиальные пары
трения: подшипники и втулки подшипников.
Подшипник в электродвигателе серии ЛВ5 выполнен из ста-
ли 20Х и снабжен подпружиненным стопором, который фикси-
рует в специальном пазу немагнитного пакета статора положе-
ние подшипника, предотвращая его проворачивание в расточке,
препятствуя тем самым ее изнашиванию.
Втулки подшипников выполнены из бронзо-графита методом
порошковой металлургии. В соответствии с ТУ 0220167-230-82
«Заготовка спеченная втулки подшипника электродвигателя се-
рии ПЭД» заготовка изготавливается из шихты следующего
состава:
медный порошок марки ЦМС-1
по ГОСТ 4960-75, %.................от	81,5 до 86,5
оловянный порошок марки П02
по ГОСТ 9723-73, %.................от	7 до 9
никелевый порошок марки ПНК-ОТ-2
по ГОСТ 9722-79, % ................от	4 до 6
графитовый порошок марки ГК-3
по ГОСТ 4404-78, %................2,5	до 3,5
Свойства спеченных заготовок соответствуют следующим тре-
бованиям:
общая пористость, %................от	15 до 25
плотность, кг/м5, не менее........ 6000,0
твердость, не менее...............55 HRC
Во втулках имеются радиальные отверстия, по которым в зону
трения «подшипник — втулка» поступает масло.
В двигателях унифицированной серии ПЭД модернизации М
втулки подшипников металлокерамические, а корпуса выполне-
ны из чугуна «нирезист» с запрессованными стальными втулка-
ми и имеют устройство, обеспечивающее механическое стопо-
рение их от проворота в расточке статора.
В конструкции электродвигателей серии ПЭДУ применены
подшипники скольжения, у которых в качестве пары трения
используются металлофторопластовые втулки и стальные втул-
ки, насаженные на вал. Металлофторопластовая втулка изготав-
ливается из металлофторопластовой ленты вальцеванием и ка-
либровкой. Основу составляет стальная лента (сталь 08—10 по
30 Ивановский
465
ГОСТ 1050-88), омедненная с двух сторон. На одной стороне
нанесен пористый слой из сферических частиц бронзы (диаметр
0,1 мм) толщиной 0,3 ... 0,4 мм. Объем пор составляет 30 .. 40%.
Поры на всю глубину заполнены фторопластом-4ДВ в смеси с
дисульфидом молибдена (75 и 25% соответственно). Металло-
фторопластовая втулка запрессована в корпус подшипника, вы-
полненного из немагнитного материала [22]
В корпусе подшипников имеются осевые каналы (отверстия),
предназначенные для прохода и циркуляции диэлектрического
масла.
Вал ротора пустотелый, выполнен из высокопрочной стали
марки АЦ28ХГНЗФТ, высокой точности со специальной отдел-
кой поверхности по ТУ 14-1-4398-88.
Прутки для изготовления валов имеют диаметры 24,99; 29,99;
34,99 мм; длину — до 8 м; диаметр осевого канала — 7,1—8,2 мм.
В валу просверлены радиальные отверстия, которые долж-
ны совпадать с радиальными отверстиями во втулках подшип-
ников.
Регулировка совпадения радиальных отверстий достигается за
счет плоских стальных регулировочных шайб толщиной 0,5 мм,
надеваемых на вал. Вместе с регулировочными шайбами ставят-
ся шайбы из стеклотекстолита СТЭФ1 толщиной 2 мм по обе
стороны втулки подшипника, выполняющие роль пары трения с
торцом радиального подшипника.
Основание электродвигателя расположено в нижней части
двигателя и служит для размещения фильтра, обратного клапа-
на для закачки в двигатель масла, перепускного клапана и маг-
нитов для улавливания продуктов износа. Основа фильтра —
фильтрующий элемент из мелкоячеистой латунной сетки 016Н
ГОСТ 6613-86.
Перепускной клапан обеспечивает сообщение полости элек-
тродвигателя с компенсатором при использовании гидрозащиты
типа 1Г.
Головка, пята, подпятник
Головка представляет собой сборочную единицу, расположен-
ную в верхней части двигателя (над статором). В головке разме-
щен узел упорного подшипника, состоящий из пяты и подпят-
ника, крайних радиальных'подшипников ротора, узлов токовво-
466
да и пробки, через которую производится закачка масла в про-
тектор при монтаже.
Осевые нагрузки ротора двигателя воспринимают пята и под-
пятник. Пята выполнена из стали 20Х с последующей цемента-
цией поверхности пары скольжения и термообработкой до 57—
63 НК.С. В пяте в радиальном направлении имеется два (ЛВ5)
или четыре (ПЭДУ) отверстия, которые выполняют роль тур-
бинки для создания циркуляции масла во внутренней полости
двигателя.
Подпятник изготавливается из бронзы с нанесенным слоем
баббита марки Б83 или композиционных материалов.
Подпятники выполняются со сферическим основанием име-
ют шесть сегментов с баббитовым слоем, которые установлены
на отдельных стержнях (ножках). Сферическое основание пред-
назначено для самоустановки и центрирования.
Подпятники, изготовленные методом порошковой металлур-
гии, выполнены из антифрикционного материала на основе меди.
Конструкция подпятника обеспечивает заход смазочно-охлаж-
дающей жидкости в зону трения. Используемый для подпятни-
ка материал сочетает в себе высокие механические и антифрик-
ционные свойства, наличие в его составе твердых смазок — гра-
фита и дисульфида молибдена — позволяет применять этот по-
рошковый материал даже в условиях сухого трения. Подпятни-
ки из композиционных материалов обеспечивают высокий ко-
эффициент использования материала, низкий коэффициент тре-
ния (0,01-0,03) [22].
Узел токоввода
Узел токоввода служит для питания обмотки статора и содер-
жит кабельную муфту и электроизоляционную колодку (рис. 5.99).
В колодке размещены составные электрические контакты, свя-
занные с выводами обмотки статора. Соединение кабельной
муфты с головкой ПЭД герметично, при этом электрические
контакты узла токоввода находятся в полости двигателя, запол-
ненного диэлектрическим маслом.
Колодка имеет три отверстия для установки контактных
гильз и центральное отверстие для прохода диэлектрического
масла. Она выполнена из электроизоляционных пластмасс типа
АГ4.
46'
Рис. 5.99. Токоввод погружного электродвигателя
Выводной провод обмотки статора с впаянным наконечни-
ком имеет резьбовое окончание для соединения с контактной
гильзой. Материал выводного провода типа ПФС или ПФТ,
наконечник выполнен из меди [22].
Контактная гильза выполнена из латуни, имеет в осевом на-
правлении разрезы, а в верхней части кольцевую пружину, которая
предназначена для сжатия лепестков гильзы. В нижней части кон-
тактной гильзы имеется резьбовое отверстие, которое предназна-
чено для соединения составных контактов (наконечника и гильзы).
В отверстиях колодки токоввода имеются буртики, удерживающие
гильзу с наконечником от перемещения в осевом направлении.
Установленные в колодке контакты (гильзы) имеют незначи-
тельную свободу перемещения, что обеспечивает их самоуста-
новку при соединении с контактами кабельной муфты.
468
После сборки двигатель заполняется специальным диэлект-
рическим нагревостойким маслом, обладающим высокими сма-
зывающими свойствами. Цель заполнения двигателя маслом —
защита двигателя от проникновения в его полость окружающей
пластовой жидкости, охлаждение обмоток и смазывание под-
шипников. Двигатели заполняются диэлектрическим маслом с
пробивным напряжением не менее 30 кВ.
Циркуляция масла внутри двигателя осуществляется из поло-
сти фильтра по внутреннему отверстию в валу через пяту — тур-
бинку, затем масло поступает для смазки радиальных подшип-
ников, откуда попадает в зазор между статором и ротором и
возвращается к фильтру.
Циркулирующее внутри двигателя масло передает тепло ста-
тору и через железо и корпус статора — омывающей двигатель
пластовой жидкости.
В двигателях серии ПЭД применяются масла: трансформа-
торное, типа МА-ПЭД8, МА-ПЭД12, МДПЭ (табл. 5.20) [22].
Таблица 5.20
Характеристики масел для погружных двигателей
Показатель	Тип масла			
	МДПЭ	МА-ПЭД8	МА-ПЭД 12	Трансфор- маторное
Плотность, г/см3	0,850	0,870	0,865	0,895
Вязкость, сСт при 50 °C при 100 °C	7,54	8,0	12,0 3,3	9,02,7
Температура застыва- ния, °C, не выше	минус 45	минус 45	минус 25	минус 45
Температура вспыш- ки, °C, не выше	150	135	170	135
Удельное объемное сопротивление, Ом см, при 20 °C	1,10'3	1,1014	1,10'4	1,10"
Электрическая проч- ность 50 Гц и 20 °C, кВ, не менее	40	40	40	40
469
Секционные двигатели
Двигатели мощностью более 180 кВт диаметром 123 мм, бо-
лее 90 кВт диаметром 117 мм, 63 кВт диаметром 103 мм и мощ-
ностью 45 кВт диаметром 96 мм — секционные (см. рис. 5.97 и
5.98). Конструкции узлов секционирования двигателей диамет-
ром 123, 117, 103 и 96 мм идентичны.
Соединение корпусов — фланцевое, валов — шлицевой муф-
той. Электрическое соединение обмоток секций осуществляется
штепсельным разъемом. Вверху нижней секции расположена
межсекционная колодка из АГ-4, которая снабжена подпружи-
ненным стопором, предохраняющим ее от проворачивания.
В колодку вворачивается упор, который открывает шарико-
вый клапан при сочленении нижней и верхней секций, соеди-
няя их полости для прохода масла.
Электрические контакты выводных проводов с гильзой (в ниж-
ней секции) и выводных проводов с наконечником (в верхней
секции) аналогичны контакту «муфта кабельного ввода — ко-
лодка кабельного ввода» в односекционных двигателях.
В головке нижней секции размещен ловитель для установки
правильного положения секций и защите наконечников вывод-
ных проводов при сочленении. Обмотки секций соединены пос-
ледовательно.
Структура условного обозначения типа электродвигателей
российского производства представлена на рис. 5.100 [22].
эд х ххх - ххх х
|_ Электродвигатель
Исполнение по стойкости к коррозии
(отсутствие буквы — нормальное,
К — коррозионностойкое)
Условная мощность, кВт
Диаметр корпуса, мм
Расположение статора электродвигателя
относительно торца секционирования
(отсутствие буквы -• без торца для сек-
ционирования, В — над торцом секциони-
рования, С — между торцами секциониро-
вания, Н — под торцом
секционирования)
Рис. 5.100. Структура условного обозначения типа погружного электродвигателя
470
Технические данные и типовые нагрузочные характеристики
ПЭД российского производства приведены таблице 5.21 и на
рис. 5.101 и 5.102 [22, 24].
Теплостойкость обмоточных проводов электродвигателя обыч-
но ограничивается температурой 130 °C. С учетом перегрева дви-
гателя за счет потерь энергии в нем и с учетом теплоотвода от
деталей двигателя, температура окружающей среды ограничена
у большинства двигателей 90 °C.
В последние годы все более широкое применение находят в
нефтяной промышленности теплостойкие двигатели, предназ-
наченные для работы при температуре окружающей среды до
120 и даже до 150 °C.
Р{, кВт
Рис. 5.101. Нагрузочные характеристики ПЭДУ45-103В5
471
Таблица 5.21
Параметры погружных электродвигателей
Двигатели асинхронные погружные унифицированной серии ПЭД модернизации М ТУ 3381-026-21945400-97							
Обозначение	Мощ- ность, кВт	Рабо- чее напря- жение, В	Рабо- чий ток, А	кпд, %	Cos <р	Сколь- жение, %	Мини- мальная скорость охлажда- ющей жидко- сти, м/с
I	2	3	4	5	6	7	8
ЭД12-117М	12	380	26	84,0	0,85	5,0	0,05
ЭД16-117М	16	750	18,5	84,0	0,85	5,0	0,05
ЭД22-117М	22	750	24	84,5	0,85	5,0	0,05
ЭД28-117М	28	900	26	84,5	0,84	5,0	0,08
1ЭД32-117М	32	750	35,5	85,0	0,84	5,0	0,08
ЭД32-117М	32	1000	26	85,0	0,86	5,0	0,08
ЭД40-117М	40	1200	27	84,5	0,85	5,0	0,08
1ЭД45-117М	45	1000	36,5	85,0	0,86	5,0	0,08
ЭД45-117М	45	1400	26	85,0	0,86	5,0	0,08
ЭД50-117М	50	1400	28	84,5	0,86	5,2	0,12
ЭД56-117М	56	1400	31,5	84,5	0,86	5,2	0,12
1ЭД63-117М	63	1000	51,5	85,0	0,85	5,2	0,30
ЭД63-117М	63	2000	25	85,0	0,85	5,2	0,12
ЭД70-117М	70	1500	38	85,0	0,85	5,2	0,30
ЭД40-117МВ	40	800					
ЭД40-117МН	40	800					
В сборе	80	1600	39	84,5	0,86	5,2	0,30
ЭД45-117МВ	45	1000					
ЭД45-117МН	45	1000					
В сборе	90	2000	37	85,0	0,85	5,2	0,30
ЭД50-117МВ	50	1000					
ЭД50-117МН	50	1000					
В сборе	100	2000	38,5	85,0	0,85	5,2	0,30
ЭД63-117МВ	63	1000					
ЭД63-117МН	63	1000					
В сборе	125	2000	51,5	85,0	0,85	5,2	0,30
ЭД70-117МВ	70	1000					
ЭД70-117МН	70	1000					
В сборе	140	2000	53,5	84,5	‘ 0,85	5,2	0,30
472
Продолжение табл. 5.21
1	2_J			_5 _	б	7	8
Двигатели асинхронные погружные унифицированной модернизации Л ТУ 26-06- 1553-94серии ПС							
ЭД16-117ЛВ5	16	500	25,5	84,5	0,86	5,2	0,05
ЭД22-117ЛВ5	22	750	23,5	84,5	0,86	5,2	0,05
ЭД32-117ЛВ5	32	1000	25,5	84,5	0,86	5,2	0,08
ЭД45-117ЛВ5	45	1400	25,5	84,5	0,86	5,2	0,08
ЭД63-117ЛВ5	65	2000	25,0	84,5	0,86	5,2	0,12
ЭДС90-117ЛВ5	90	2000	36,5	84,5	0,85	5,0	0,3
ЭДС125-П7ЛВ5	125	2000	50,0	84,5	0,86	5,0	0,3
Двигатели асинхронные погружные серии ПЭД ТУ 3381-027-00220440-97 диаметром корпуса 103							ММ
ЭД16-103	16	500	27,5	81,0	0,83	5,0	0,05
ЭД22-103	22	750	25,5	81,5	0,82	5,0	0,05
ЭД32-103	32	1000	27,5	81,0	0,83	5,0	0,08
ЭД45-103	45	1300	29,7	81,0	0,84	6,0	0,08
ЭДС63-103	63	2000	27,0	81,0	0,83	5,5	0,12
ЭДС90-103	90	2000	38,7	81,0	0,83	5,5	0,12
Двигатели асинхронные погружные ТУ УЗ. 10-00216852-021-97 и ТУ У 23914062.001-98							
ЭД16-103	16	530	26,0	80,5	0,83	6,2	0,06
ЭД22-103	22	700	27,0	80,5	0,83	6,2	0,06
ЭД32-103	32	1000	27,5	80,5	0,83	6,2	0,06
ЭД45-103	45	1050	37,0	79,5	0,84	7,2	0,08
ЭДС63-103	63	1450	37,5	80,5	0,83	6,2	0,12
ЭДС90-103	90	2100	37,0	79,5	0,84	7,2	0,3
ЭД16-117	16	600	21,5	84,5	0,87	5,0	0,06
ЭД22-П7	22	850	20,5	84,5	0,86	5,2	0,06
ЭД32-117	32	1100	23	84,5	0,87	5,0	0,06
ЭД45-117	45	975	37,0	84,5	0,86	5,2	0,08
ЭД63-117	63	1400	36,0	84,5	0,86	5,2	0,12
ЭДС90-117	90	1950	37,0	84,5	0,86	5,2	0,3
ЭДС125-117	125	1950	51,0	84,5	0,86	5,2	0,4
ЭД90-123	90	2200	32,5	84,5	0,87	5,0	0,3
ЭД С 180-123	180	2150	66,0	84,5	0,87	5,0	0,6
ЭДС250-123	250	2250	87,5	84,5	0,87	5,0	0,8
ЭДС18О-13О	180	2300	61,0	85,0	0,87	5,0	0,6
ЭДС250-130	250	2300	85,0	85,0	0,87	5,0	0,8
ЭДС360-130	360	2300	122,5	85,0	0,87	5,0	1,0
473
Продолжение табл. 5.21
1	2	з	4	5	б	7	8
Двигатели асинхронные погружные серии ПЭД диаметром корпуса 96 мм ТУ 3381-018-00220440-94							
ЭД 16-96 В5	16	500	29,2	79,0	0,80	6,0	0,06
ЭД22-96 В5	22	700	28,7	79,0	0,80	6,0	0,06
ЭД32-96 В5	32	1000	29,2	79,0	0,80	6,0	0,06
ЭДС45-96 В5	45	1400	28,7	79,0	0,80	6,0	0,09
ЭДС63-96 В5	63	2000	29,2	79,0	0,80	6,0	0,12
474
Если невозможно выполнить двигатель необходимой мощно-
сти в одном корпусе, двигатель может быть составлен из двух
секций, подобно тому, как составляются секционные насосы.
В шифре электродвигателей, например, ПЭДС-90-117В5 при-
няты следующие обозначения: ПЭД — погружной электродви-
гатель, С — секционный, 90 — номинальная мощность (кВт),
Ц7 — внешний диаметр двигателя (в мм), В5 — исполнение
двигателя, соответствующее климатическим условиям примене-
ния (В — для всех макроклиматических районов на суше и на
море) и категории размещения (5 — при повышенной влажности).
Для увеличения работоспособности погружного электродви-
гателя большое значение имеет надежная работа его гидрозащи-
ты, предохраняющей электродвигатель от попадания в его внут-
реннюю полость пластовой жидкости и компенсирующей изме-
нение объема жидкости в двигателе при его нагреве и охлажде-
нии, а также при утечке масла через негерметичные элементы
конструкции. Пластовая жидкость, попадая в электродвигатель,
снижает изоляционные свойства масла, проникает через изоля-
цию обмоточных проводов и приводит к короткому замыканию
обмотки. Кроме того, ухудшается смазка подшипников вала дви-
гателя.
В настоящее время на промыслах Российской Федерации
широко распространена гидрозащита типа Г.
Гидрозащита типа Г состоит из двух основных сборочных
единиц: протектора, который устанавливается между насосом и
двигателем, и компенсатора, расположенного в нижней части
двигателя [22].
Протектор гидрозащиты типа Г (рис. 5.103) состоит из голов-
ки, верхнего, среднего и нижнего ниппелей, нижнего корпуса и
основания, последовательно соединенных между собой резьбой.
На валу протектора установлены три радиальных подшип-
ника скольжения. Осевые нагрузки через пяту воспринимают-
ся верхним и нижним подпятниками. На обоих концах вала —
шлицы для соединения с двигателем и насосом. На валу пос-
ледовательно установлены три торцовых уплотнения, зафик-
сированные пружинными кольцами. Внутри корпусов разме-
щены две короткие диафрагмы — верхняя и нижняя, концы
которых посредством хомутов герметично закреплены на опо-
рах. Внутренняя полость нижней диафрагмы сообщается при
475
12 3 4	5	7 6	3 8 15 9 10 11 12	3 13
14
Рис. 5.103. Конструкция компенсатора гидрозащиты типа Г:
1 — головка; 2 — ниппель верхний; 3 — подшипник, 4 — торцовое уплот-
нение, 5 — ниппель; 6 — корпус верхний; 7 — диафрагма верхняя; 8 —
ниппель нижний; 9 — диафрагма нижняя; 10 — подпятник верхний; 11 —
пята; 12 — подпятник нижний; 13 — основание, 14 — клапан обратный;
15 — корпус нижний
соединении протектора с двигателем с его внутренней полос-
тью. Задиафрагменная полость нижней диафрагмы продольными
каналами в нижнем ниппеле сообщена с внутренней полостью
верхней диафрагмы, а полость верхней диафрагмы продольны-
ми каналами в среднем ниппеле сообщается с полостью между
верхним и средним торцовыми уплотнениями. Протектор за-
полняют маслом через отверстия под пробки с обратными кла-
панами, выпуская при этом воздух через соответствующие
пробки.
Защита от проникновения пластовой жидкости обеспечива-
ется торцовыми уплотнениями и резиновой диафрагмой.
При работе электродвигателя в процессе его включений и
выключений масло, его заполняющее, периодически нагревает-
ся и охлаждается, изменяясь соответственно в объеме. Измене-
ние объема масла компенсируется за счет деформации эластич-
ной диафрагмы компенсатора.
В процессе работы происходит утечка масла через торцовые
уплотнения. По мере расхода масла диафрагма компенсатора
складывается, а диафрагмы протектора расширяются. После
полного расхода масла из компенсатора наступает второй пери-
од работы гидрозащиты, когда используются компенсационные
возможности диафрагмы протектора. При падении давления во
внешней полости диафрагмы протектора, при остановке элект-
родвигателя и охлаждении масла обратный клапан открывается
и впускает во внешнюю полость пластовую жидкость, тем са-
мым выравнивая давления.
476
Последовательное дублирование эластичных диафрагм и тор-
цовых уплотнений в протекторе повышает надежность защиты
электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости.
Компенсатор (рис. 5.104) расположен в нижней части двига-
теля и предназначен для выравнивания давления в двигателе и
пополнения его маслом.
Рис. 5.104. Конструкция компенсатора гидрозащиты типа Г:
1 — поршень автоматического клапана; 2 — диафрагма
Компенсатор состоит из корпуса и каркаса, к которому кре-
пится диафрагма. Полость за диафрагмой сообщена с затруб-
ным пространством отверстиями в корпусе компенсатора. Проб-
ка, расположенная на наружной поверхности компенсатора,
предназначена для закачки масла в компенсатор, а внутренне
отверстие под заглушку — для выхода воздуха при заполнении
его маслом, а также для сообщения полости двигателя и ком-
пенсатора. После заполнения маслом компенсатора заглушка
должна быть закрыта, а после монтажа установки и спуска ее в
скважину заглушка автоматически открывается, при погруже-
нии компенсатора под уровень пластовой жидкости на 15—30 м.
В шифре гидрозащиты, например, 1Г51 приняты следующие
обозначения: 1 — модификация, Г — тип защиты, 5 — условный
размер обсадной колонны, 1 — номер разработки.
Кроме гидрозащиты типа Г, на нефтяных промыслах России
нашла широкое применение гидрозащита типа П.
Основные составные части протектора типа П (рис. 5.105):
вал, торцовые уплотнения, корпуса, камеры, связанные гидрав-
лически между собой последовательно с помощью отверстий,
выполненных во фланцах в месте установки торцевых уплотне-
ний. Внутренние полости диафрагм заполнены маслом.
477
Рис. 5.105. Конструкция протектора П:
1 — головка верхняя; 2 — трубка; 3 — пробка; 4 — пробка;
5 — корпус, 6 — диафрагма; 7 — пробка; 8 — пробка;
9 — диафрагма; 10 — подпятник; 11 — пята; 12 — торце-
вое уплотнение; 13 — вал; 14 — подшипник; 15 — трубка;
16— трубка; 17 — корпус; 18 — нижняя головка
Торцовые уплотнения с двумя диафрагмами, закрепленными
на цилиндрах, образуют верхнюю камеру над торцовым уплот-
нением, в районе верхней диафрагмы — среднюю камеру, в рай-
оне нижней диафрагмы — нижнюю камеру. Трубки между поло-
стями камер расположены таким образом, что при движении
сверху жидкость должна проходить по лабиринту и в двух местах
этот путь механически разделяется двумя диафрагмами.
Полости, образованные диафрагмами, снабжены клапанами,
через которые сбрасывается масло при избыточном давлении.
Заполнение полости протектора производится снизу. Диэлек-
трическое масло проходит по валу к трубке, через отверстия в
трубе заполняет нижнюю полость, воздух и избыток масла через
отверстия в трубе поступает в зону нижнего торцового уплотне-
ния, заполняет его полость и под избыточным давлением через
клапан выходит в следующую полость. Воздух выходит в отвер-
стие ниппеля под пробку между нижней и средней камерами, а
масло стекает на дно полости, заполняет ее до появления в от-
верстие под пробку и после ее закрытия пробкой продолжает
поступать в полость верхней диафрагмы. Далее заполняют поло-
сти в средней и верхней камеры, при этом для удаления воздуха
используются пробки в верхней головке.
Полости внутри диафрагмы защищены от проникновения
пластовой жидкости по валу торцевым уплотнением. Нижний
478
конец диафрагмы протектора закреплен герметично, верхний
имеет упругое крепление при помощи браслетных пружин, что
позволяет осуществлять регулирование давления при темпера-
турных расширениях масла [22].
Для устранения перепада давления в верхней камере имеется
трубка, через которую поступает пластовая жидкость в наруж-
ную полость, расположенную над диафрагмой средней камеры.
При работе двигателя масло расширяется, при этом растяги-
вает резиновую диафрагму и прижимает ее к внутренней повер-
хности корпуса протектора. Лишний объем масла будет выдав-
лен через верхний конец диафрагмы, который имеет упругое
крепление.
При остановке и охлаждении двигателя объем масла будет
уменьшаться и резиновая диафрагма, воспринимая давление
окружающей среды, будет втягиваться внутрь и пополнять мас-
лом полость двигателя.
При последующем включении двигателя процесс измене-
ния объема масла повторится, то есть при любых изменени-
ях объема и давления масла диафрагмы будут «дышать» и
отслеживать объем находящегося масла в двигателе и уравно-
вешивать давление в его полости с давлением окружающей
среды.
Основным узлом протекторов являются торцевые уплотне-
ния, предназначенные для герметизации вращающихся валов
диаметром 25 мм и 35 мм. Торцовые уплотнения производятся
по техническим условиям:
•	ТУ 3639-003-00217573-93. Торцовые уплотнения;
•	ТУ 3632-14-00217573-97. Уплотнения УТ1Р.025;
•	ТУ УЗ.10-00216852-013-97. Уплотнения торцовые релито-
вые серии 2Р;
•	ТУ 3639-006-46874052-01. Уплотнения торцовые для гидро-
защит погружных электродвигателей.
Уплотнения (рис. 5.106 и 5.107) состоят из двух колец (вра-
щающегося и невращающегося), поджатых друг к другу пружи-
ной. На вращающемся кольце установлен сильфон, обжимае-
мый каркасом, другой конец сильфона через обойму с корпусом
поджимается к валу. На невращающемся кольце установлена
манжета или резиновое уплотнительное кольцо.
479
Рис. 5.106. Торцовое уплотнение 1В:
1 — тарелка; 2 — корпус с поводком; 3 — пружина; 4 — кольцо нажим-
ное; 5 — кольцо вращающееся; б — кольцо неподвижное; 7 — манжета
Рис. 5.107. Торцовое уплотнение 2Р:
1 — сильфон; 2 — кольцо запорное, 3 — обойма; 4 — кольцо; 5— кольцо
вращающееся, 6 — каркас, 7— пружина; 8 — кольцо
480
Конструкция уплотнения обеспечивает постоянный натяг на
вторичном уплотнении (сильфоне), что повышает надежность
крепления уплотнения на валу и гарантирует герметичность вто-
ричного уплотнения.
Благодаря высокой износостойкости пары трения можно нео-
днократно притирать.
Двигатели фирмы REDA
Двигатели рассчитаны на работу в скважинах с температурой
откачиваемой жидкости до 200 °C. Также выпускаются двигате-
ли в коррозионно-стойком исполнении.
Технические характеристики электродвигателей представле-
ны в табл. 5.22 и 5.23 и рис. 5.108 [22].
Таблица 5.22
Электродвигатели серии 375, 50 Гц,
односекционные, диаметр — 95,3 мм
Мощность, л.с.	Напряжение, В	Ток, А	Длина, мм	Масса, кг
6	342	14,0	1950,7	94,5
9	325	20,5	2530,0	123,0
13	333	28,0	3383,0	164,0
16	239	51,0	4236,7	207,0
16	322	38,0	4236,7	207,0
19	275	51,5	4816,0	233,6
21	308	51,0	5425,4	300,0
21	417	37,0	5425,4	300,0
21	525	30,0	5425,4	300,0
21	633	25,0	5425,4	300,0
Многосекционные двигатели 375 серии имеют мощности от
25 до 106 л.с. Максимальное количество секций — 5.
3' Ивановский
481
Электродвигатели серии 456, диаметр 115,8 мм
Таблица 5.23
Мощность, л.с.	Напряжение, В	Ток, А	Длина, мм	Масса, кг	Тип
1	2	3	4	5	6
10	375	17,5	1310,6 1310,6	97,5	S ит
16	375	26,5	1676,4 1706,9	112,5	S ит
16	566	17,5	1676,4 1706,9	112,5	s ит
21	400	33	2042,2 2072,6	138,3	s ит
21	658	20	2042,2 2072,6	138,3	S ит
26	375	44	2407,9 2438,4	164,2	S ит
26	758	22	2407,9 2438,4	164,2	s ит
31	375	53	2773,7 2804,2	191,4	s ит
31	604	33	2773,7 2804,2	191,4	S ит
42	396	67	3505,2 3535,7	243,6	S ит
42	700	37,5	3505,2 3535,7	243,6	s ит
42	800		3505,2 3535,7	243,6	S ит
42	1129	25	3505,2 3535,7	243,6	S ит
52	750	44	4236,7 4267,2	296,6	S ит
52	875	37,5	4236,7 4267,2	296,6	s ит
52	1000	33	4236,7 4267,2	296,6	S ит
52	1125	29,5	4236,7 4267,2	296,6	S ит
62	741	53,5	4968,2 4998,7	299,4	S ит
62	1120	35	4968,2 4998,7	299,4	S ит
62	1816	22	4968,2 4998,7	299,4	S ит
482
Продолжение табл. 5.23
1	2	3	4	5	6
73	687	67	5699,8 5730,2 5760,7	383,3	S UT СТ
73	1041	44,5	5699,8 5730,2 5760,7	383,3	S UT СТ
73	1125	41	5699,8 5730,2 5760,7	383,3	S UTCT
73	1733	26,5	5699,8 5730,2	383,3	S UT СТ
84	816	64,5	6531,3 6431,3 6492,2	430,9	S UT СТ
84	1133	48	6531,3 6431,3 6492,2	430,9	S ит СТ
84	2016	26	6531,3 6431,3	430,9	S ит
104	983	67	7894,3 7894,3 7955,3	542,0	S ит ст
104	1025	64,5	7894,3 7894,3 7955,3	542,0	s ит ст
104	1999	33	7894,3 7894,3	542,0	S ит
125	975	81	9357,4 9357,4 9418,3	662,2	S ит ст
125	1095	71	9357,4 9357,4 9418,3	662,2	s ит ст
125	2099	37,5	9357,4 9357,4	662,2	S ит
Примечание. S — односекционный электродвигатель; СТ — средний электродви-
гатель; UT — верхний электродвигатель; LT — нижний электро-
двигатель.
Нижние электродвигатели имеются для всех типоразмеров.
483
60 Г?рц
Рис. 5.108. Нагрузочная характеристика ПЭД серии 456 типа 91
производства фирмы REDA
484
В коррозионно-стойких двигателях корпусные детали вы-
полнены из ферритной стали Redalloy (редаллой), содержащей
0,008% углерода. Эти стали предназначены для условий работы
в активно коррозионной среде. Редаллой выдерживает длитель-
ное воздействие пластовой жидкости с высоким содержанием
углекислого газа и сероводорода. Покрытия из напыленного
металла и на основе полимеров, по мнению фирмы, недоста-
точно эффективны из-за их повреждения при проведении спус-
ко-подъемных операций, ремонте оборудования и его транс-
портировке [22, 28].
Жести (листы) статора и ротора штампуют из высококаче-
ственной электротехнической стали с высокими магнитными
свойствами и равномерной толщиной по всей площади. Пазы
статора имеют закрытую форму. Статор состоит из магнитных и
немагнитных пакетов. Расположение магнитных пакетов совпа-
дает с положением ротора, а немагнитные пакеты — под ротор-
ными подшипниками. Корпуса подшипников выполнены из за-
каленной азотированной стали, втулки — из бронзы. Стопоре-
ние корпусов подшипников в статоре отсутствует, а их проворот
предотвращается за счет высокой точности изготовления. Зазор
между ротором и статором — 0,5 мм. Вал двигателя полый, вы-
полнен из высококачественной стали марки 4130. Кривизна вала
и корпуса не превышает 0,028 мм на 1 м длины.
Обмотка статора выполняется впротяжку проводом с нагре-
востойкой изоляцией, состоящей из полиимидной пленки типа
«Каптон», поверх которой имеется полиимидноамидное и поли-
тетрафилюорэтиленовое покрытие. В качестве пазовой изоля-
ции используются высокотемпературные ленты из пленки типа
«Каптон» и стеклофторопласта, а также трубки из специальных
теплостойких изоляционных материалов.
Статор после обмотки многократно пропитывается нагрево-
стойким лаком на фенольной основе и запекается в печи. Выпол-
ненная таким образом обмотка допускает нагрев до 220 °C (соб-
ственный нагрев двигателя при полной нагрузке составляет 28 °C).
В двигателях фирмы REDA применяется масло Reda № 2 (тор-
говое название Соннеборн 310).
Двигатель REDA, заполненный маслом Reda № 2, допускает
эксплуатацию в пластовой жидкости, имеющей температуру до
+149 °C.
485
Масло типа «Reda-2» имеет следующие характеристики:
Плотность при 15 °C, г/см3.....................0,87
Вязкость, мм/с:
при 99 °C.....................................8,6
при 65 °C.....................................22,0
при 38 °C.....................................68,0
Температура, °C:
вспышки.......................................237
воспламенения.................................268
застывания....................................-20
Диэлектрическая прочность, кВ, не менее.........25
Смазывающие и противоизносные свойства масла, по дан-
ным фирмы, в 3 раза выше аналогичных показателей масел, при-
меняемых другими изготовителями.
Электродвигатели комплектуются модульными протектора-
ми с разделительными эластичными элементами, лабиринтами
и торцовыми уплотнениями. Типы и массогабаритные харак-
теристики модульных протекторов 387/456 серии представлены
в табл. 5.24 [22].
Таблица 5.24
Модульные протекторы серии 387/456.
Минимальный размер обсадной трубы 5,5" (139,7 мм),
_____________________наружный диаметр 98,3 мм_______________
Наименование	Длина, мм	Масса, кг
Тип L (50 л с максимум)	1127,8	46,3
Тип LSL	1798,3	68,5
LSB-HL (150 л с. максимум)	1798,3	70,3
BSL-HL (150 л с максимум)	1798,3	70,3
LSL-HL	1798,3	68,5
LSLSL	2499,4	86,2
LSLSL-HL	2499,4	86,2
LSLSL-HL (HS)	2499,4	86,2
LSLSB-HL (150 л с максимум)	2499,4	90,7
486
Модульная конструкция позволяет собирать различные
типы протекторов, используя унифицированный набор де-
талей.
В протекторе устанавливаются торцевые уплотнения разных
материальных исполнений.
Материалы деталей торцевого уплотнения типа 2100/S/
AR1C1/D фирмы John Crane (Джон Крейн): гибкие элемен-
ты (сильфон и Г-образное кольцо неподвижного седла):
фторуглеродная резина (рабочая температура — до 150 °C);
вращающийся торец: графит, пропитанный смолой; металли-
ческие детали; нержавеющая сталь марки 316; неподвижное
седло: оксидалюминиевая керамика; пружина: нержавеющая
сталь 316.
Технические характеристики уплотнений
Перепад давления
через уплотнение, МПа (кг/см2) ................0,3 (3)
Температура в полости уплотнения, °C...........до 150
Скорость вращения, об/мин...................... 3000 или 6000
Наработка на отказ, ч.......................... 22500
Утечка, см3/ч, не более........................0,2
Потребляемая мощность, ватт, не более..........70
Шероховатость пары трения, мкм, не более.......0,2
Неплоскостность, мм, не более..................0,0006
Отличительной особенностью уплотнения 2100 является пе-
редача крутящего момента на вращающийся торец за счет спе-
циальных зубцов держателя, а не за счет работы сильфона и
пружины на скручивание, как в подавляющем большинстве кон-
струкций других фирм [22].
Двигатели фирмы Centrilift
Технические характеристики двигателей представлены в
табл. 5.25-5.29 [22].
487
Электродвигатели модели DME серии 375
Таблица 5.25
Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
Мощность, Л.С., при 50 Гц	Напряжение, В/Ток, А, при 50 Гц	Длина		Вес	
		футы	м	фунты	КГ
25	521/35	11,0	3,35	332	151
32	650/35	13,2	4,02	405	184
38	783/37	15,4	4,69	481	218
44	913/35	18,0	5,49	574	260
54	783/52	20,8	6,34	667	303
Приведенные ниже электродвигатели имеют двухсекционное
исполнение.
Таблица 5.26
Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
Мощность, Л.С., при 50 Гц	Напряж., В/Ток, А, при 50 Гц	Длина		Вес	
		Футы	м	Фунты	КГ
63	925/52	26,4	8,05	856	388
77	1108/52	30,7	9,36	1,005	456
92	1058/65	36,2	10,98	1,191	540
108	1242/65	41,6	12,68	1,378	625
Приведенные ниже электродвигатели имеют трехсекционное
исполнение.
Таблица 5.27
Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
Мощность, Л.С., при 50 Гц	Напряж., В/Ток, А, при 50 Гц	Длина		Вес	
		футы	м	фунты	КГ
131	1496/65	51,6	15,73	1,716	778
147	1679/65	57,0	17,37	1,902	863
162	1852/65	62,5	19,05	2,088	947
488
Электродвигатели FME серии 450 («посекционные
Таблица 5.28
Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
Мощность, Л.С., при 50 Гц	Напряжение, B/Ток, А, при 50 Гц	Длина		Вес	
		футы	м	фунты	КГ
25	650/25	8,2	2,50	396	180
30	705/28	9,5	2,90	459	208
35	817/28	10,7	3,26	523	237
40	833/31	12,0	3,66	586	266
50	1058/31	13,2	4,02	649	294
60	1196/33	14,4	4,39	713	323
75	1446/34	17,1	5,21	840	381
85	1775/32	20,8	6,34	1,031	468
100	1779/36	23,4	7,13	1,158	525
120	1854/43	27,2	8,29	1,350	612
146	1904/50	32,2	9,81	1,605	728
Приведенные ниже электродвигатели имеют двухсекционное
исполнение.
Таблица 5.29
Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
Мощность, л.с., при 50 Гц	Напряжение, B/Ток, А, при 50 Гц	Длина		Вес	
		футы	м	фунты	КГ
170	1942/58	41,6	12,68	2025	918
188	2071/58	44,2	13,47	2363	1071
200	2200/58	46,8	14,26	2700	1224
Статор состоит из магнитных и немагнитных пакетов, имею-
щих полуоткрытый паз. Корпуса подшипников ротора имеют
стопорящее устройство.
Валы двигателей изготовляют из мягкой магнитной стали с
пределом текучести свыше 9 МПа. Кривизна вала, как и у фир-
мы REDA, составляет не более 0,028 мм на 1 м. Точно такие же
требования для корпусов двигателя и насосов.
Обмотка статора каждой секции соединяется между собой
"’"'следовательно, а нижней секции — в звезду.
489
Обмотка статора выполняется впротяжку круглым проводом,
изолированным фторопластополиимидной пленкой, намотанной
на провод четырьмя слоями вполнахлеста с перекрытием 55%.
Такая изоляция провода выдерживает нагрев до 200 °C.
Паз статора перед обмоткой изолируется гильзой, состоящей
из двух слоев тефлона с прокладкой между слоями ленты из
«Кантона». Обмотанный статор пропитывают эпоксидной смо-
лой-лаком так, чтобы состав заполнил все пространство в пазу,
и тщательно запекают. Выполненная таким способом обмотка
статора надежна в эксплуатации, однако перемотка статора в
случае ремонта крайне затруднена, так как эпоксидная смола
практически не растворяется и ее необходимо выжигать, а это
связано с трудоемкой очисткой пазов от смолы, возможной де-
формацией и порчей листов статора. Поэтому фирма выпускает
также двигатели с обмоткой, пропитанной лаком на фенольной
основе, что исключает трудности с перемоткой.
Двигатель заполняют специальным маслом «фризин» с темпе-
ратурой застывания минус 45 °C (масло «Reda» — минус 20 °C).
Коррозионное действие на металл масла «фризин» по методике
Пинкевича составляет 24 г/м2, масла «Reda-2» — 12, т.е. в 2 раза
меньше.
Трущиеся детали (пята подшипника) при использовании масла
«фризин» изнашиваются в 3 раза быстрее, чем, например, дета-
ли, смазываемые маслом «Reda-2». Масло «фризин» гигроско-
пичнее, хранится в закрытых банках.
Допустимая общая максимальная температура нагрева двига-
теля Centrilift с обмоткой, пропитанной эпоксидом, заполнен-
ной маслом «фризин», составляет 180 °C [24].
Внутри двигателя масло для охлаждения ротора и смазки под-
шипников циркулирует по отверстию в валу, а в обратном на-
правлении — по двум продольным пазам, расположенным диа-
метрально противоположно по наружному диаметру вала. Цир-
кулирующее в двигателе масло проходит через фильтр, где оно
очищается от механических примесей. Кроме того, в зоне филь-
тра помещен магнит, улавливающий стальную пыль, образую-
щуюся при износе деталей, и, возможно, оставшуюся в двигате-
ле стружку.
Характеристика гидрозащиты фирмы Centrilift приведена в
табл. 5.30-5.31 [22].
490
Секция гидрозащиты серии 338
Таблица 5.30
Наружный диаметр 3,38 дюйма (85,9 мм)
Модель	Описание	Длина		Вес	
		футы	м	фунты	КГ
05РВ	Закрытого типа с эластомерной диафрагмой, двухкамерная, из малоуглеродистой стали	4,50	1,40	82	37
08 PC	Лабиринтного типа, двухкамерная, из малоуглеродистой стали	4,50	1,40	82	37
Секция гидрозащиты серии 400
Таблица 5.31
Наружный диаметр 4,00 дюйма (101,6 мм)
Модель	Описание	Длина		Вес	
		футы	м	фунты	КГ
Р8Р	С эластомерной диафрагмой, двухкамерная, малоугл сталь	4,44	1,35	123	56
Р5В	С эластомерной диафрагмой, трехкамерная, малоугл. сталь	5,60	1,71	158	72
Р5С	Лабиринтного типа, трехкамерный, из малоуглерод стали	5,60	1,71	158	72
Двигатели фирмы ESP и ZTS выпускаются по лицензии фир-
мы REDA и имеют те же самые характеристики, что и двигатели
фирмы REDA.
Электродвигатели фирмы Temtex
Техническая характеристика электродвигателей китайской
нефтяной корпорации Temtex — 114 серии, на 50 Гц, на темпе-
ратуру +90 °C, диаметр корпуса 114 мм представлена в табл.
5.32 [22].
491
Двигатели фирмы Temtex
Таблица 5.32
Мощность, кВт	Ток, А	Напряжение, В	КПД, %	Коэффициент мощности
16	33	405	83	0,82
20	33	506		
24	33	607		
34	33	810		
34	33	912		
44	39	950		
46	39	1036		
49	39	1209		
54	39	1209		
58	47	1073		
Кроме того, Temtex выпускает электродвигатели по лицензии
фирмы REDA серии 387, 400, 456, 540, в том числе на темпера-
туру + 120 °C.
Погружные электродвигатели инофирм заполняются маслом
под вакуумом и давлением, что обеспечивает практически пол-
ную дегазацию масла и отсутствие остатков (пузырей) воздуха в
полости двигателя.
5.2.4. СИСТЕМА ТОКОПОДВОДА
УСТАНОВОК ЭЦН
Электроэнергия подается к погружному электродвигателю от
промысловой сети напряжением 380 В. Мощные установки пи-
таются от сети напряжением 6000 В. Система токоподвода со-
стоит из станции управления, трансформатора, повышающего
напряжение, и кабеля.
Станция управления позволяет осуществить ручной и авто-
матический запуск установки и ее остановку. При некоторых
аварийных режимах станция управления автоматически отклю-
чает установку, например, при коротком замыкании в кабеле
или двигателе, перегрузке двигателя (с выдержкой времени), зна-
чительной недогрузке двигателя, отключении напряжения в пи-
492
тающей сети (с последующим автоматическим запуском при по-
даче напряжения), недопустимом снижении сопротивления изо-
ляции системы кабель — двигатель. При электродвигателях мощ-
ностью от 28 до 100 кВт в качестве станции управления приме-
няется комплексное устройство ШГС5804, а при мощности свыше
100 кВт — комплексное устройство КУПНА-79. Комплексное
устройство ШГС5804 выполняется в металлическом шкафу од-
ностороннего обслуживания с отсеком высокого напряжения (при
напряжении выше 1000В). Комплексное устройство КУПНА-79
имеет шкаф двухстороннего обслуживания. Вероятность их
безотказной работы — не менее 0,8 при наработке не менее 16 500 ч,
срок службы до списания — 16 лет.
Трансформатор повышает напряжение, чтобы двигатель на
вводе в обмотку имел заданное номинальное напряжение. Рабо-
чее напряжение двигателей составляет 470—2300 В. Кроме того,
учитывается снижение напряжения в длинном кабеле. Транс-
форматоры выполняются с естественным масляным охлаждени-
ем (циркуляция масла — безнасосная). Они предназначены для
установки на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток
трансформатора имеется 5—10 ответвлений (отпаек), обеспечи-
вающих подачу оптимального напряжения на электродвигатель.
Например, у одного из трансформаторов мощностью 100 кВ-А
пайки даны на напряжения 1170, 1108, 1045, 983 и 920 В. Масло,
заполняющее трансформатор, имеет пробивное напряжение
40 кВ. В шифре трансформатора, например, ТМПН 100/3-
73ХЛ1 приняты следующие обозначения: Т — трехфазный; М —
маслозаполненный с естественной циркуляцией масла; ПН —
для скважинных нефтяных насосов; 100 — номинальная мощ-
ность трансформатора, кВ-A; 3 — класс напряжения обмотки
высокой стороны; 73 — год выпуска; ХЛ — климатическое ис-
полнение (для макроклиматических районов с холодным кли-
матом, при умеренном климате — У1; 1 — категория размеще-
ния (для работы на открытом воздухе) [22].
5.2.4.1. Устройства управления и защиты
Устройства управления обеспечивают питание, управление
работой погружной насосной установки и защиту ее от аномаль-
ных режимов работы.
493
Устройства управления УЭЦН изготавливаются различных ти-
пов, которые определяются системой энергоснабжения скважи-
ны, мощностью управляемого электродвигателя, климатическим
исполнением и количеством управляемых насосных установок.
Устройства управления выпускаются в соответствии со сле-
дующими нормативными документами:
Устройства комплектные серии ШГС5805 ТУ УЗ.18-002-1652-006-95;
Устройства комплектные серии ШГС5806 ТУ 16-90ИНБЮ.674591.077 ТУ;
Комплектные устройства серии КУПНА-83ТУУЗ.10-00216852-017-98;
Станции управления погружным электроцентробежным насосом
СУПЭН У1 ТУ 3430-007-00110473-96;
Станция управления электродвигателями погружных насосов и стан-
ков-качалок типа СУРС 1 ТУ 3416-001-10489924-97;
Комплектные трансформаторные- подстанции серии КТППН
ТУ 16-530.292-83;
Комплектные трансформаторные подстанции для кустов скважин се-
рии КТППН КС ТУ 16-674.055-85.
По отдельному заказу поставляются комплектные устройства
ШГС 5810 для УЭЦН (разработчик и изготовитель ОАО СКТБПЭ
«Потенциал», Украина) и Ирби 61-СУ (НПФ «Ирбис», Новоси-
бирск, Россия).
Устройство комплектное предназначено для наружной уста-
новки в условиях умеренного климата при температуре окружа-
ющей среды от -40 до +40 °C.
Питание погружного электродвигателя осуществляется от
трансформатора ТМПН, который в состав комплектного уст-
ройства не входит.
Комплектное устройство выполнено в виде металлического
шкафа (двухстороннего обслуживания) наружной установки.
Аппараты, находящиеся под напряжением выше 660 В, а так-
же выключатель (разъединитель) и силовые предохранители рас-
положены в отдельном отсеке, имеющем механическую блоки-
ровку, предотвращающую доступ в отсек при включенном вык-
лючателе (разъединителе).
Аппараты управления, сигнализации и контроля выведены
на переднюю дверь шкафа. Лицевые части аппаратов управле-
494
ния, сигнализации и контроля закрываются дополнительной
дверью с уплотнениями, предохраняющей их от воздействия
внешней среды.
На боковой стенке шкафа установлен пакетный выключатель
и разъем для подключения переносных силовых токоприемни-
ков (с током фазы не более 60 А). Силовой штепсельный разъем
механически сблокирован с пакетным выключателем. Блокировка
не позволяет оперировать штепсельным разъемом при включен-
ном пакетном выключателе.
На крыше устройства установлен светильник типа «Маяк»,
мигающий при аварийном отключении установки или горящий
ровным светом при открытой двери комплектного устройства.
Функционально комплектное устройство состоит из силовой
цепи, по которой происходит питание погружного насосного
агрегата и системы управления и защиты.
Работа системы управления и защиты обеспечивается блоком
БРГ01-81УХЛ2 (ТУ УЗ. 10-00216852-005-95).
Блок осуществляет сбор информации о состоянии погружно-
го электродвигателя, обрабатывает полученную информацию и
оперирует в заданном режиме коммутационным аппаратом уст-
ройств управления, обеспечивая управление работой насосной
установки и защищая ее от аномальных режимов, вызванных на-
рушениями как в погружной системе, так и в системе питания.
Блок предназначен для эксплуатации при температуре окру-
жающей среды от -60 до +40 °C, и поэтому при установке внут-
ри шкафа устройств управления климатического исполнения У
(для умеренного климата) и УХЛ1, УХЛ2 (холодного климата)
не требуется дополнительного подогрева.
Комплектное устройство ШГС5805-49АЗУ1
(ТУ УЗ. 10-00216852-00-95)
Расшифровка условного обозначения ШГС5805 приведена на
Рис. 5.109.
Технические характеристики устройства ШГС5805-49АЗУ1,
его габаритные и установочные размеры представлены в табл. 5.33
и рис. 5.110 [22].
495
ШГС5805 - 4 9
3 >  	•	Обозначение серии (класс, груп- па, порядковый номер устройства)
		Номинальный ток силовой цепи (4 - до 250 А)
		Напряжение силовой цепи до 2300 В
		Модификация (А — основное ис- полнение, Т — с термоманомет- рической системой)
		Напряжение цепи управления (360 В)
		Климатическое исполнение (для умеренного климата)
		Категория размещения (наружная установка)
X
т
Рис.' 5.109. Условное обозначение ШГС 5805
Таблица 5 33
Технические характеристики устройства ШГС5805-49АЗУ1
Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение питающей сети, В	380
Максимальный ток, потребляемый от питающей сети, А, не более	250
Мощность управляемых электродвигателей, кВт	16-90
Максимальный номинальный ток	50
Максимальное номинальное напряжение	2300
Номинальное напряжение цепей управления, В	380
Номинальный ток цепей управления, А	6
Потребляемая мощность устройства, Вт, не более	400
Масса устройства, кг, не более	270
Устройство предназначено для наружной установки в усло-
виях умеренного климата при температуре окружающей среды
от -40 до +40 °C.
496
750+10
1000±2
1056±3
Рис. 5.110. Габаритные и установочные размеры
комплектного устройства ШГС5805-49АЗУ1
Блок управления устанавливается внутри низковольтного от-
сека шкафа устройства управления и крепится к панели с помо-
щью болтов.
Электрическая связь блока управления с остальными элемен-
тами устройства управления осуществляется с помощью разъема.
Передняя панель блока управления образуется из передних
панелей ячеек управления, на которых расположены органы
настройки, регулирования и сигнализации.
Блок управления БРГ01-81УХЛ2 предназначен для непрерыв-
ной работы и выполняет следующие функции.
—	выдачу сигнала на включение и отключение коммутацион-
ного аппарата, управляющего электродвигателем насосной уста-
новки;
—	работу электродвигателя насосной установки в режимах
«ручной», «автоматический», «автоматический по задаваемой
временной программе»;
32 Ивановский
497
—	ручной и автоматический режимы работы устанавливают-
ся в зависимости от положения переключателя выбора режима
работы устройства управления;
—	автоматический режим по задаваемой временной програм-
ме устанавливается тумблером на ячейке АПВ блока управление
в положении «П».
Перевод устройства в режим «автоматический по задаваемой
временной программе» может производиться на работающей ус-
тановке без ее остановки.
Блок управления БРГ01-81УХЛ2 защищает погружной элект-
родвигатель от аномальных режимов во всех режимах управле-
ния, отключая его при перегрузке, недогрузке, снижении напря-
жения питания электродвигателя ниже 0,75 U, а также может
блокировать включение электродвигателя при турбинном вра-
щении.
Защита электродвигателя от перегрузки осуществляется пу-
тем выбора максимального тока фазы.
При наличии управляющего сигнала (например, о снижении
сопротивления изоляции системы «кабель — погружной элект-
родвигатель») блок управления может осуществлять быстродей-
ствующую защиту от перегрузки.
Настройка защиты от перегрузки может осуществляться как
по номинальному, так и по рабочему току погружного электро-
двигателя.
Блок управления обеспечивает долговременное запоминание
срабатывания защиты, которое не теряется при исчезновении
напряжения питания и не допускает повторного включения на
вышедший из строя двигатель.
Повторное включение возможно только после подачи сигна-
ла деблокирования запоминания защиты.
Защита от недогрузки в блоке управления осуществляется по
активному току с коррекцией по напряжению, что исключает
ложные отключения насосной установки при колебаниях на-
пряжения питающей сети.
Отключение при недогрузке происходит с выдержкой не бо-
лее 45 с.
Настройка уставок срабатывания защиты от недогрузки и
перегрузки производится потенциометрами «Недогрузка» и «Пе-
регрузка», расположенными в блоке измерительного прибора.
498
Настройка защиты от недогрузки может производиться с уче-
том степени загрузки насосной установки по загоранию в блоке
управления светодиода, индицирующего начало недогрузки.
Блок управления позволяет, по усмотрению потребителя, ус-
танавливать режим работы с автоматическим повторным вклю-
чением после срабатывания защиты от недогрузки, либо без ав-
томатического повторного включения.
В режиме без автоматического повторного включения после
срабатывания защиты от недогрузки включение электродвигате-
ля насосной установки можно произвести только после подачи
сигнала деблокирования на блок управления.
Блок управления обеспечивает автоматическое включение на-
сосной установки с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до
60 мин после:
— подачи (или восстановления) напряжения;
— срабатывания защиты от перегрузки, если срабатывание про-
изошло по сигналу об отклонении контролируемой вели-
чины (например, напряжения питающей сети) за пределы
рабочей зоны после восстановления контролируемой вели-
чины.
Выдержка времени на автоматическое включение задается
потребителем путем установки ручки МИН на ячейке АПВ на
нужную отметку шкалы.
Блок управления обеспечивает защиту от недопустимого
снижения или превышения давления в нефтепроводе (по сигна-
лам контактного манометра), а также долговременное запоми-
нание срабатывания защиты, которое не исчезает при потере
напряжения.
Наличие этой защиты не допускает повторное включение
насосной установки на неисправный нефтепровод.
Повторное включение можно произвести только после подачи
сигнала деблокирования запоминания срабатывания защиты.
Блок управления позволяет обеспечить выбор режима работы
насосной установки с защитой или без защиты от турбинного
вращения погружного электродвигателя.
В режиме работы с защитой от турбинного вращения можно
производить пуск насосной установки при выходе из строя об-
ратного клапана. Блокирование этой защиты позволяет произ-
водить пуск установки в слабофонтанирующих скважинах.
499
Блок управления обеспечивает сигнализацию причины от-
ключения электродвигателя, выполненную на светодиодах, и
выдачу сигналов на устройства сигнализации, в том числе и на
«Маяк».
Особенностью блока управления БРГ01-81УХЛ2 является из-
готовление его в виде унифицированной кассеты со сменными
функциональными ячейками с простой схемой определения не-
исправной ячейки. Такая конструкция позволяет производить
ремонт блока управления на месте путем замены отказавшей
ячейки.
К зарубежным аналогам комплектного устройства ШГС 5805-
49АЗУ1 можно отнести следующие станции управления:
—	станции управления фирмы REDA с блоком управления
Redalert или К973;
—	станции управления фирмы Centrilift или Electrostart с кон-
троллером «Vortex».
Функциональные возможности комплектного устройства
ШГС 5805 и его аналогов приведены в табл. 5.34 [22].
Комплектное устройство обеспечивает также возможность
работы насосной установки при снижении (ниже уставки) со-
противления изоляции системы «кабель — погружной электро-
двигатель» с быстродействующим отключением от перегрузки и
деблокирование запоминания срабатывания защит.
Комплектное устройство имеет индикацию текущих парамет-
ров работы насосной установки:
—	тока нагрузки погружного электродвигателя в одной из фаз;
—	напряжения питающей сети;
—	сопротивления изоляции системы «кабель — погружной
электродвигатель».
Кроме того, комплектное устройство обеспечивает возмож-
ность подключения к питающей сети с помощью штепсельных
разъемов токоприемников с током фазы до 6 А (например, гео-
физических приборов) и токоприемников с током фазы до 60 А
(например, сварочных аппаратов).
Комплектное устройство ШГС 5806 имеет конструктивные
параметры и функциональные возможности такие же, как и
ШГС 5805. Конструктивное отличие заключается в изменении
расположении узла подключения ТМС.
500
Таблица 5.34
Функциональные возможности
комплектного устройства ШГС 5805 и его аналогов
Функции, выполняемые устройствами	ШГС 5805	Фирма REDA		Фирма Centrilift
		блок		контроллер «Vortex»
		Redalert	К973	
 1	2	3	4	5
Режимы управления работой насосной установки:				
ручной;	+	+	+	+
автоматический; автоматический по задаваемой	+	+	+	
временной программе;	+	—	—	+
дистанционный	+	+	+	+
Зашита от аномальных режимов, вызванных нарушениями в сис- теме питания.				
снижение напряжения ниже нормы; повышение напряжения выше	+	+	+	+
нормы;		—	—	+
нарушение порядка чередова- ния фаз	+			+	+
Защита установки от аномальных режимов, вызванных наруше- ниями в погружной системе:				
перегрузка;	+	+	+	+
недогрузка;	+	+	+	+
асимметрия токов;	—	+	+	+
снижение сопротивления изо- ляции системы «кабель — погружной электродвигатель»	+			
Отключение установки при недо- пустимом давлении на устье скважины: высоком,	+		+	
низком	+			
Автоматическое повторное включение: после восстановления	+	+	+	+
напряжения; после недогрузки; устье скважины; после	+	+	+	+
перегрузки, вызванной отклонением напряжения за пределы рабочей зоны	+		+	
501
Продолжение табл. 5.34
1	2	3	4	5
Запоминание срабатывания автоматического включения:				
при перегрузке;	+	+	+	+
на устье скважины;	+			
обратном (турбинном) вращении электродвигателя	+		+	+
Запрет чрезмерного количества автоматических повторных включений			+	+
Возможность выбора режима работы с АПВ и без АПВ после срабатывания защиты от недогрузки	+			
Индицируемые параметры работы насосной установки: ток электродвигателя; напряжение; сопротивление изоляции системы «кабель — погружной элек- тродвигатель»; коэффициент мощности; общее количество часов работы УЭЦН с момента установки; причины пяти последних ос- тановок	+ + + II	+ + + II	+ + + II	+ + + + +
Индикация параметров работы установки: стрелочные приборы; цифровой индикатор; экран дисплея	+	+	+	+
Индикация причины отключения: светодиоды; экран дисплея	+	+	+	+
Блокирование несанкциониро- ванных изменений уставок сра- батывания защит				+
Блокирование несанкциони- рованных запусков после серьез- ных неполадок				4-
Связь с центральным компьютером			+	+
502
Комплектное устройство ШГС 5810 предназначено для уп-
равления установками ЭЦН в периодическом режиме и обеспе-
чивает плавный пуск погружного электродвигателя, а также за-
щиту и автоматизацию режимов работы этих установок.
Условия эксплуатации при температуре окружающего возду-
ха от -45 до +40 °C с микроэлектронной аппаратурой, предназ-
наченной для работы при температуре до -50 °C.
Устройство обеспечивает регулирование откачки УЭЦН с
плавным пуском электродвигателя без снижения надежности при
частых пусках, обеспечивает все режимы управления и защиты,
которое выполняет устройство ШГС 5805, а также осуществляет:
•	индикацию (накопительным счетчиком) времени включен-
ного состояния установки;
•	индикацию количества циклов включения-отключения
УЭЦН. Технические характеристики ШГС 5810 представлены в
табл. 5.35.
Таблица 5.35
Технические характеристики ШГС 5810
Наименование параметра	Значение параметра
Ток, потребляемый от сети, А	не более 250
Мощность управляемых электродвигателей, кВт	16-90
Максимальный ток питания электродвигателя, А	50
Максимальное напряжение электродвигателя, В	2300
Габаритные размеры, мм	1700x1000x500
Масса, кг	350
Комплектные устройства серии КУПНА-83 с блоком управ-
ления БРГ01-81УХЛ2 предназначены для управления и защиты
мощных погружных электродвигателей типа ПЭД (125, 180 и
250 кВт), типа ПЭДВ (от 125 до 630 кВт) и типа ПЭДП мощно-
стью от 500 до 700 кВт (табл. 5.36) [22].
Устройства предназначены для наружной установки в усло-
виях умеренного климата при температуре окружающей среды
+40 °C.
503
Таблица 5 36
Технические характеристики устройств серии КУПНА-83
Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение, В	не более 3000
силовой цепи цепи управления	380/220
Ток силовой цепи в зависимости от типоисполнения, А КУПНА83-29А2У1	100
КУПНА83-39А2У1	160
КУПНА83-49А2У1	250
Масса, кг, не более	900
Габариты, мм	2000x1410x900
Питание погружного электродвигателя и комплектного уст-
ройства осуществляется от трансформатора ТМ, ТМЭ или ТМПН
(с напряжением вторичной обмотки 3,15 кВ), которые в состав
комплектного устройства не входят.
Габаритные и установочные размеры комплектных устройств
приведены на рис. 5.111.
Комплектное устройство КУПНА-83 состоит из высоковоль-
тного шкафа управления и низковольтного ящика управления.
Высоковольтный шкаф управления выполнен в виде метал-
лического шкафа двухстороннего обслуживания с передними
дверями и задним ограждением с механической и электричес-
кой блокировкой.
Механическая блокировка не позволяет открыть дверь при
включенном разъединителе и отключать разъединитель при от-
крытых дверях.
Электрическая блокировка обеспечивает отключение сило-
вого трансформатора, питающего насосную установку, при от-
крывании дверей, а также включение и отключение высоковоль-
тного контактора.
Низковольтный ящик управления установлен на левой боко-
вине высоковольтного шкафа и представляет собой металличес-
кий ящик одностороннего обслуживания.
Аппараты управления, сигнализации и контроля выведены
на дверь ящика управления и закрыты дополнительной дверью с
уплотнениями, предохраняющей лицевые части аппаратов от
воздействия внешней среды.
504
Рис. 5.111. Габаритные и установочные размеры
комплектных устройств серии КУПНА-83
Функционально комплектное устройство состоит из силовой
цепи, по которой происходит питание погружного электродви-
гателя насосной установки и системы управления и защиты.
Основной составной частью системы управления и защиты
комплектных устройств КУПНА-83 является блок управления
БРГ01-81УХЛ2, поэтому комплектное устройство обеспечивает
выполнение всех функций управления и защиты блока управле-
ния, а также дополнительно осуществляет:
•	дистанционное управление работой насосной установки с
помощью внешних контактов путем изменения состояния;
•	деблокирование памяти срабатывания защит. Сигнализа-
ция причины отключения в комплектном устройстве обеспечи-
вается сигнальными лампами и приборами.
Комплектные устройства КУПНА-83 обеспечивают все функ-
ции, присущие станциям типа ШГС.
505
Кроме того, комплектные устройства КУПНА-83 обеспечи-
вают возможность подключения геофизических приборов через
розетку на 250 В с током 6 А, а также внутреннее освещение
высоковольтного шкафа.
Станция управления СУПЭН-1 предназначена для управле-
ния и защиты погружных электродвигателей серии ПЭД мощ-
ностью от 14 до 100 кВт.
Функциональные и технические возможности станций управ-
ления СУПЭН-1 идентичны ШГС5805-49АЗУ1.
Станция управления электродвигателями погружных насосов
и станков-качалок типа СУРС-1 предназначена для управления,
защиты и регулирования скорости вращения погружных элект-
родвигателей ПЭД мощностью до 55 кВА.
Станция предназначена для работы при температуре окружа-
ющей среды от -60 до +40 °C и относительной влажности возду-
ха не более 80%.
Расшифровка условного обозначения станции СУРС-1 пред-
ставлена на рис. 5.112 [22].
СУРС1 - 55 - ХХХ - ХХХХ - УХЛ1
| '_______________________________Тип станции_________________
Максимальная выходная мощ-
___________________________ность, кВА__________________
Предельное значение рабочего
____________________тока, А_____________________
1	- для погружных насосов
2	- для станков-качалок
,	3 - для длинноходовых глубин-
f	______________ных установок_______________
1	- без автоматического управ-
ления частотой
2	- с автоматическим управле-
_____________нием частотой_______________
1 - без термоманометрической
системы
2 - с термоманометрической
___________системой____________________
1 - без системы передачи данных
_________2 - с системой передачи данных
Климатическое исполнение по
ГОСТ 15150 
Рис. 5.112. Условное обозначение станции СУРС-1
506
Питание станции осуществляется от сети переменного тока
напряжением 380 В с частотой 50±2 Гц. Напряжение сети долж-
но быть не менее 15% и не более 10% от номинального; макси-
мальная электрическая мощность подключаемого электродвига-
теля 55 кВА; максимальный рабочий ток 100 А; режим работы
станции продолжительный; степень защиты — 1Р43; диапазон
регулирования частоты напряжения питания электродвигателя
6—60 Гц; пуск двигателя осуществляется на частоте напряжения
питания электродвигателя 6±0,1 Гц.
Станция обеспечивает:
1)	включение и отключение электродвигателя в ручном и ав-
томатическом режимах;
2)	выбор режима работы с автоматическим периодическим
включением и отключением насосной установки по заданной
временной программе;
3)	отключение с автоматическим повторным включением
(АПВ) с регулируемой выдержкой времени;
4)	запрещение включения при нарушении прямого чередова-
ния фаз питающего напряжения;
5)	запрещение включения при включенном блоке функцио-
нального контроля (БФК);
6)	отключение при недогрузке с выдержкой времени на сра-
батывание защиты 60+5 с;
7)	автоматическое повторное включение после отключения
защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от
12 с до 205 мин;
8)	выбор режима с АПВ после срабатывания защиты от недо-
грузки или без АПВ;
9)	отключение без АПВ по следующим причинам:
—	перегрузка электродвигателя;
—	двукратное превышение рабочего тока любой из фаз пита-
ющего напряжения;
—	внутреннее или внешнее короткое замыкание;
—	превышение напряжения питания выше 25% номинального;
—	снижение на 25% напряжения на конденсаторах гашения
тиристоров;
—	снижение на 25% напряжения на конденсаторах защиты;
—	снижение сопротивления изоляции системы «кабель —
электродвигатель» ниже 30 кОм;
507
10)	световую индикацию о понижении сопротивления изоля-
ции системы «кабель —электродвигатель» ниже 100 МОм;
11)	световую индикацию о причине отключения;
12)	ручной сброс блокировки по аварийным отключениям;
13)	контроль входного линейного тока;
14)	световую индикацию о режиме ожидания пуска в соответ-
ствии с выставленной задержкой включения либо задержкой АПВ;
15)	световую индикацию наличия напряжения управления;
16)	световую индикацию включения силового магнитного
пускателя;
17)	световую индикацию готовности питания блока управления;
18)	световую индикацию (мигающую) нахождения тока дви-
гателя в зоне недогрузки;
19)	световую индикацию (мигающую) нахождения тока дви-
гателя в зоне перегрузки;
20)	световую индикацию о включении блока функциональ-
ного контроля;
21)	запоминание причин восьми последних отключений. За-
поминание сохраняется после кратковременных (до 2,5 ч) от-
ключений питающего напряжения;
22)	возможность настройки на месте эксплуатации защит от
перегрузки и недогрузки;
23)	возможность подключения с помощью розетки на напря-
жение 220 В приборов мощностью до 400 Вт;
24)	торможение электродвигателя при турбинном вращении
с последующим разгоном до заданной частоты вращения;
25)	проверку функционирования блока управления, органов
управления и индикации и блоков запуска тиристоров с помо-
щью встроенного блока функционального контроля без включе-
ния силового напряжения;
26)	цифровую индикацию частоты напряжения питания элек-
тродвигателя с точностью до 0,1 Гц;
27)	плавное регулирование частоты напряжения питания элек-
тродвигателя от 6 до 60 Гц;
28)	пуск двигателя с малыми пусковыми токами;
29)	автоматический вывод на установленную частоту враще-
ния после любого отключения;
30)	наброс частоты в диапазоне 0—4 Гц в зоне недогрузки
при возникновении газовых пробок в насосной установке.
508
Время вывода на максимальную частоту вращения составляет
40 ± 2 с.
Масса станции 465 кг. Габаритные размеры 2060x1156x530 мм.
Станция СУРС-1 выполнена в металлическом шкафу двух-
стороннего обслуживания. Спереди шкаф закрыт двумя дверя-
ми. Верхняя дверь закрывает доступ к блоку управления, панели
предохранителей и трансформаторов тока, коммутационной ап-
паратуре. На верхней двери установлена передняя панель, на
которой расположены органы управления и индикации. Пере-
дняя панель закрывается отдельной дверью.
Нижняя дверь закрывает доступ к силовому блоку регулятора
частоты.
Задняя дверь закрывает доступ к блоку питания, задней части
блока управления и задней части силового блока регулятора ча-
стоты.
Все двери шкафа имеют герметичные уплотнения и запира-
ются на специальные замки одним ключом.
В нижней части шкафа расположены жалюзи для входа ох-
лаждающего воздуха.
С задней стороны шкафа в жалюзи имеется отверстие для
ввода силовых кабелей.
В верхней части шкафа под передним и задним козырьками
расположены жалюзи для выхода охлаждающего воздуха. На вер-
хней крышке шкафа установлены петли для строповки станции.
Передняя нижняя и задняя двери, закрывающие доступ к от-
крытым токоведущим частям станции, имеют электрическую
блокировку, отключающую напряжение питания станции при
их отпирании.
Комплектные трансформаторные подстанции серии КТППН
(ТУ 16-530.292-83)
Комплектные трансформаторные подстанции серии КТППН
предназначены для питания электроэнергией, управления и за-
щиты электродвигателей погружных насосов добычи нефти мощ-
ностью от 16 до 125 кВт из одиночных скважин [22].
Комплектные трансформаторные подстанции КТППН могут
использоваться также для питания электродвигателя станков-
качалок с током нагрузки до 60 А.
509
В зависимости от номинальной мощности трансформатора
КТППН выпускаются трех типоразмеров:
КТППН-100/10-82УХЛ1 — с трансформатором мощностью
100 кВА;
КТППН-160/10-82УХЛ1 — с трансформатором мощностью
160 кВА;
КТППН-250/10-82УХЛ1 — с трансформатором мощностью
250 кВА.
Комплектные трансформаторные подстанции предназначены
для наружной установки и эксплуатации в условиях холодного
климата (УХЛ) при температуре окружающей среды от -60 до
+40 °C. Технические параметры КТППН приведены в табл. 5.37.
Комплектная трансформаторная подстанция КТППН состо-
ит из разъединителя, шкафов ввода и трансформатора, шкафа
аппаратуры среднего и низкого напряжения (шкаф СНН).
Таблица 5.37
Технические параметры КТППН
Наименование параметра	Тип КТППН		
	100/10-82УХЛ1	160/10-82УХЛ1	250/10-82УХЛ1
Номинальная мощность трансформатора, кВА	100	161	233
Номинальное высшее напряжение (ВН), кВ	6 или 10	6 или 10	6 или 10
Пределы регулирования сред- него напряжения (СН), В	от 846 до 1602	от 444 до 1208	от 1652 до 2406
Номинальный ток обмотки среднего напряжения (СН), А	36	77	56
Напряжение обмотки низшего напряжения (НН), В	400	400	400
Номинальная мощность об- мотки низшего напряжения, кВА	50	75	75
Габаритные размеры, мм	5100 х 3250 х 1630		
Габаритные размеры, транспортные, мм	2285 х 3300 х 1630		
Масса, кг, не более- с тоанссЬооматооом	2450	2690	2920
без трансформатора	1765		
510
V
Шкафы КТППН соединяются друг с другом болтовыми со-
единениями.
Разъединитель устанавливается на шкафу ввода и крепится к
нему.
В шкафу трансформатора размещаются силовой трансфор-
матор, трансформатор собственных нужд и предохранители.
Особенностью силового трансформатора является возможность
работы в режимах питания погружного электродвигателя или
питания ремонтного фидера или станка-качалки.
При работе в режиме питания погружного электродвигателя
питание фидера или станка-качалки невозможно.
В режиме питания ремонтного фидера или станка-качалки
невозможна работа погружного электродвигателя.
В шкафу среднего и низкого напряжения размещены:
—	высоковольтный контактор;
—	трансформаторы напряжения и тока;
—	предохранители;
—	низковольтное комплектное устройство (НКУ).
На двери НКУ расположены приборы и аппараты управле-
ния, контроля и сигнализации.
Для создания нормальных условий работы в зимнее время в
шкафу СНН и в НКУ установлены нагревательные элементы,
управление которыми осуществляется аппаратурой, расположен-
ной в НКУ.
Если температура воздуха внутри НКУ ниже минус 30 °C,
узел обогрева, контролирующий температуру в шкафу СНН, зап-
рещает включение электроприводной насосной установки и вклю-
чает нагревательные элементы. Когда температура внутри НКУ
станет выше минус 30 °C, с узла обогрева поступит сигнал раз-
решения на включение электроприводной насосной установки
и отключение электронагревателей.
Включение электронагревателей коридора обслуживания осу-
ществляется вручную кнопочным выключателем.
Отключение обогрева коридора обслуживания производится
вручную кнопочным выключателем или конечным выключате-
лем при открывании двери шкафа СНН.
Если температура воздуха внутри шкафа превысит +50 °C,
отключение обогрева коридора обслуживания произойдет авто-
матически.
511
Комплектные трансформаторные подстанции КТППН име-
ют блокировки, не позволяющие:
отключать главные ножи разъединителя под нагрузкой;
—	открывать двери шкафов ввода, трансформатора, отсека кон-
тактора при отключенных заземляющих ножах разъединителя-
— отключать заземляющие ножи разъединителя при открытой
двери шкафа ввода, трансформатора или отсека контактора;
—	включать заземляющие ножи разъединителя при включенных
главных ножах;
—	включать главные ножи разъединителя при включенных за-
земляющих ножах;
—	переключать обмотки силового трансформатора под напря-
жением и переводить в режим питания ремонтного фидера
или станка-качалки (на напряжение 0,4 кВ) при незаземлен-
ной нейтрали силового трансформатора;
—	включать обогрев шкафа СНН при открытой двери.
Управление работой насосной установки и защита ее от ано-
мальных режимов осуществляется системой управления, распо-
ложенной в НКУ.
Основной составной частью системы управления в НКУ
КТППН является блок управления БРГ01-81УХЛ2, поэтому
КТППН обеспечивает выполнение всех функций управления и
защит блока управления, а также дополнительно осуществляет:
— дистанционное управление работой насосной установки с по-
мощью внешних контактов путем изменения их состояния;
—	блокирование включения насосной установки при нарушении
порядка чередования фаз питающего напряжения с автоматичес-
ким включением после восстановления порядка чередования;
—	работу насосной установки при снижении (ниже уставки) со-
противления изоляции системы «кабель — погружной электро-
двигатель» с быстродействующим отключением при перегрузке;
—	защиту насосной установки и блокирование ее включения
при снижении сопротивления изоляции системы «кабель —
погружной электродвигатель» с быстродействующим отклю-
чением при перегрузке;
—	защиту насосной установки и блокирование ее включения
при снижении сопротивления изоляции системы «кабель —
погружной электродвигатель» ниже 30 кОм;
—	деблокирование запоминания срабатывания защит.
512
Сигнализация причины отключения в КТППН обеспечива-
ется сигнальными лампами и приборами.
Сигналом аварийного отключения является мигание светиль-
ника типа «Маяк», который установлен на шкафу аппаратуры
среднего и низкого напряжения (СНН)
Комплектные трансформаторные подстанции КТППН обес-
печивают индикацию текущих параметров работы насосной ус-
тановки, а именно.
—	напряжения питающей сети;
—	тока нагрузки погружного электродвигателя;
—	сопротивления изоляции системы «токоподвод — погруж-
ной электродвигатель». Конструкция КТППН предусматривает
возможность подключения прибора учета электроэнергии и ре-
гистрирующего амперметра.
Кроме того, НКУ в КТППН позволяют при необходимости
подключать:
—	однофазные токоприемники на напряжение 220 В с током
фазы до 40 А;
—	трехфазные токоприемники на напряжение 380 В с током
фазы не более 60 А;
—	переносные токоприемники на напряжение 42 В с током
фазы не более 10 А;
—	геофизические приборы на напряжение 220 В с током фазы
не более 6 А.
Комплектные трансформаторные подстанции для кустов сква-
жин серии КТППНКС предназначены для энергоснабжения, уп-
равления и защиты четырех центробежных электронасосов (ЭЦН)
с погружными электродвигателями мощностью от 16 до 125 кВт
для добычи нефти из кустов скважин и четырех электродвигате-
лей станков-качалок и передвижных токоприемников при вы-
полнении ремонтных работ [22].
КТППНКС рассчитаны для эксплуатации в условиях Край-
него Севера и Западной Сибири.
Комплектные трансформаторные подстанции серии КТППНКС
изготовляются различных типоразмеров в зависимости от сум-
марной мощности силовых трансформаторов (650, 800, 950, 1100
или 1250 кВА) и номинального напряжения на стороне низшего
напряжения (1,6 или 2,4 кВ), а также в зависимости от номиналь-
ного напряжения на стороне высшего напряжения (6 или 10 кВ)
33 Ивановским
513
Масса КТППНКС не более 13300 кг; без трансформаторов —
не более 6650 кг.
Габаритные размеры КТППНКС приведены на рис. 5.113.
Комплектная трансформаторная подстанция КТППНКС любого
типоисполнения представляет собой утепленную кабину контейнер-
ного типа и установленные рядом с ней силовые трансформаторы.
1,2 — трансформаторы серии ТМПН, 3 - трансформатор серии ТМ;
4 — кабина контейнерная серии ККМ23,5ХЛ1
514
Внутри кабины размещены шкаф ввода, четыре силовых шка-
фа, шкаф управления, а также коридор обслуживания, который
обеспечивает доступ к силовым шкафам и шкафу ввода через
запирающееся ограждение.
Параметры КТППНКС приведены в табл. 5.38.
Таблица 5.38
Параметры КТППНКС
Тип КТППНКС	Суммар- ная мощность силовых трансфор- маторов, кВА	Номиналь- ное напряжение на стороне высшего напряже- ния, кВ	Номиналь- ное напряжение на стороне низшего напряжения, кВ	Номиналь- ный ток на стороне высшего напряже- ния, А
5КТППНКС6 50/10/1,6-85- УХЛ1 BH-6 кВ	650	6	1,6	63
5КТППНКС650/10/1,6-85- УХЛ1 ВН-10 кВ	650	10	1,6	40
5КТППНКС800/10/2,4-85- УХЛ1 ВН-6 кВ	800	6	2,4	80
5КТППНКС800/10/2,4-85- УХЛ1 ВН-10 кВ	800	10	2,4	50
5КТППНКС950/10/2,4-85- УХЛ1 ВН-6 кВ	950	6	2,4	95
5КТППНКС800/10/2,4-85- УХЛ1 ВН-10 кВ	950	10	2,4	60
5КТППНКС1100/10/2,4 -85- УХЛ1 ВН-6 кВ	1100	6	2,4	НО
5КТП П ИКС 1100/10/2,4 -85- УХЛ1 ВН-10 кВ	1100	10	2,4	63
5КТППНКС 1250/10/2,4- 85-УХЛ1 ВН-6 кВ	1250	6	2,4	125
5КТППНКС1250/10/2.4-85- УХЛ1 ВН-10 кВ *	1250	10	2,4	75
* В условном обозначении типа КТППНКС цифра 5 — число приме-
няемых трансформаторов, цифра 10 — класс напряжения силовых
трансформаторов в кВ, цифра 85 — год разработки.
515
Питание комплектных трансформаторных подстанций осу-
ществляется от сети переменного тока напряжением 6 или 10 кВ
частотой 50 Гц через разъединитель, который устанавливается
на ближайшей к КТППНКС опоре.
Шкаф ввода является высоковольтным устройством, в кото-
ром расположены разъединитель, вентиляционные разрядники,
обеспечивающие защиту от атмосферных перенапряжений в пи-
тающей сети, измерительные трансформаторы тока и напряже-
ния, предохранители, обеспечивающие защиту трансформатора
собственных нужд и трансформатора питания цепей управления
от коротких замыканий, трансформатор питания цепей управ-
ления и обогрева, а также электронагреватели.
Силовые шкафы являются высоковольтными устройствами,
в каждом из которых расположена аппаратура питания по-
гружного электродвигателя (разъединитель, контактор), пре-
дохранители, обеспечивающие защиту трансформатора пита-
ния погружного электродвигателя от токов короткого замыка-
ния и перегрузки, измерительные трансформаторы тока и напря-
жения.
Шкаф управления является низковольтным устройством и
осуществляет контроль тока, напряжения, электроэнергии, уп-
равление и защиту электроцентробежных насосов от аномаль-
ных режимов работы, обеспечивает управление системой ручно-
го и автоматического подогрева, а также подключение электро-
двигателей станков-качалок, трехфазных передвижных токопри-
емников, замерных установок, блока местной автоматики.
Каждый из четырех управляемых погружных электродвигате-
лей имеет собственные аппараты управления, сигнализации и
контроля, которые выведены на дверцы шкафа управления.
Каждый электродвигатель имеет собственную систему управ-
ления, основной составной частью которой является блок уп-
равления БРГ01-81УХЛ2, поэтому КТППНКС обеспечивает вы-
полнение всех функций управления и защиты блока управления
насосной установки.
Комплектная трансформаторная подстанция обеспечивает
также подключение:
— четырех устройств управления электродвигателями стан-
ков-качалок, общая мощность электродвигателей станков-кача-
лок не должна превышать 240 кВА;
516
—	трехфазных передвижных токоприемников на напряжение
380 В с током фазы до 60 А с помощью штепсельного разъема;
—	геофизических приборов на напряжение 220 В с током до 6 А;
—	переносных токоприемников на напряжение 36 В с током
до 6 А;
—	замерных установок и блока местной автоматики на на-
пряжение 380 В с токами фаз до 25 А;
—	резерва для других потребителей на напряжение 380 В с
током фазы до 60 А.
Если температура воздуха внутри кабины КТППНКС ниже
минус 30 °C, по сигналам датчиков температуры включаются
обогреватели, расположенные в шкафах, и осуществляют подо-
грев аппаратуры.
Станции управления типа ИРБИ
Станции управления серии ИРБИ предназначены для управ-
ления и защиты погружных электронасосов добычи нефти с дви-
гателями ПЭД и ПЭДУ мощностью от 16 до 125 кВт.
Выпускаются по отдельному заказу три типа станций управ-
ления, различающихся по функциональным возможностям:
—	нерегулируемые типа ИРБИ 640;
—	с фазовым регулированием типа ИРБИ 641;
—	с частотным регулированием типа ИРБИ 840.
Станции каждого из функциональных типов имеют три ти-
поразмера в зависимости от требуемой мощности двигателя.
Технические характеристики станций управления типа ИРБИ 640
и ИРБИ 641 представлена в табл. 5.39 [22].
Станции обеспечивают работу в условиях, регламентирован-
ных для климатического исполнения УХЛ1 по ГОСТ 15150-69.
Все станции управления типа ИРБИ обеспечивают защитные
функции, перечисленные выше для других станций управления.
Кроме того, станции управления типа ИРБИ обеспечивают
следующие режимы работы:
—	включение и отключение электродвигателя непосредственно
оператором дистанционно с диспетчерского пункта, а также в
программном режиме;
—	«ручной» и «автоматический» режимы управления электро-
двигателем;
517
Таблица 5.39
Технические характеристики станций управления
типа ИРБИ 640 и ИРБИ 641
Тип	Рекомендуемая мощность двигателя, кВт	Номинальный ток нагрузки, А	Габаритные размеры, мм	Масса, кг
ИРБИ 640-16	16	35	550x970x485	80 100 120
ИРБИ 640-45	45	100		
ИРБИ 640-125	125	280		
ИРБИ 641-16	16	35	550x970x485	80 100 120
ИРБИ 641-45	45	100		
ИРБИ 641-125	125	280		
—	автоматическое включение электродвигателя с регулируе-
мой выдержкой времени после подачи напряжения питания;
—	автоматическое повторное включение электродвигателя с
регулируемой (раздельно для защиты от недогрузки и для других
защит) выдержкой времени срабатывания защит;
—	блокировку автоматического повторного включения элек-
тродвигателя после отключения по защитам при превышении
заданного (раздельно для защиты от недогрузки и для других
защит) количества разрешенных повторных пусков;
—	возможность выбора активного и неактивного состояния
защит;
—	возможность индивидуального выбора режима перезапус-
ка или блокировки после срабатывания защит;
—	возможность введения задержки активизации защит сразу
после пуска двигателя;
—	задание уставки срабатывания защиты от недогрузки в %
от номинального активного тока двигателя (от фактической на-
грузки);
—	раздельное задание времени включенного и отключенного
состояния электродвигателя в программном режиме;
—	задание желаемого пускового момента тока электродвига-
теля в % от номинального (только для регулируемых станций);
—	сохранение заданных параметров работы при выключен-
ном напряжении питания;
518
—	отображение на цифровом индикаторе текущих значений
фазных токов электродвигателя (в амперах), питающих напря-
жений (в вольтах), загрузки электродвигателя (в % от номиналь-
ного активного тока), дисбаланса токов и напряжений (в %),
времени до автоматического пуска (в минутах/секундах), значе-
ний сигналов на аналоговых входах, а также значений всех уста-
новленных параметров и текущих режимов работы, в том числе
срабатывания конкретных защит;
—	отображение на цифровом индикаторе текущих значений
времени и даты;
—	отображение на цифровом индикаторе в хронологическом
порядке 65 последних изменений в состоянии электропривода
(причин и времени включения и отключения электродвигателя);
—	отображение на цифровом индикаторе общей наработки и
общего числа пусков погружной установки;
—	подключение с помощью трехфазного штепсельного разъема
на 380 В переносных токоприемников с током фазы до 60 А;
—	подключение с помощью розетки на 220 В геофизических
приборов с током потребления до 6 А.
Для регистрации текущих параметров работы погружной элек-
троустановки, а также для фиксации срабатывания защит слу-
жит сменный электронный блок памяти, в который заносятся
текущие значения напряжения и тока двигателя, а также инфор-
мация обо всех включениях, отключениях и срабатываниях за-
щит. Периодичность записи текущих значений напряжения и
тока в нормальных условиях составляет 8 часов, а при выходе из
задаваемой зоны нормальной работы — 5 мин. Кроме того, фик-
сируются любые динамические изменения тока и напряжения.
При пятиминутной записи блок памяти обеспечивает хранение
информации, накопленной в течении 20 суток работы без от-
ключений. Накопленная информация из блока памяти может
быть считана в компьютер для визуального контроля и дальней-
шей обработки.
Все станции управления имеют входы для подключения элек-
троконтактно го манометра, а также входы (три логических и два
аналоговых) для подключения системы телеметрии и встроен-
ную систему контроля изоляции.
Возможна связь с системой диспетчеризации для приема и
передачи информации по последовательному каналу.
519
Защита от срыва подачи работает по вычисленному значе-
нию активного тока, что позволяет более четко определять срыв
подачи, особенно при малых уставках.
По заявке заказчика программа работы станции может быть
дополнена или изменена.
Нерегулируемые станции управления ИРБИ 640 выполнены
на базе однокристальной микро-ЭВМ и электромагнитного кон-
тора. Могут работать в ручном или автоматическом режиме. Ре-
комендуется для работы в стабильных условиях с нечастыми
пусками.
Станции управления с фазовым регулированием ИРБИ 641
выполнены на базе однокристальной микро-ЭВМ и тирис-
торного пускателя. Могут работать в ручном или автомати-
ческом режиме. Позволяют ограничить пусковой ток на уровне
от 2 до 6 I ра6.
При использовании системы телеметрии позволяют поддер-
живать уровень жидкости в скважине в заданных пределах путем
пусков и отключений установки.
Позволяют подрегулировать скорость в небольших пределах
вниз от номинальной.
Рекомендуется для работы в стабильных условиях с частыми
пусками, особенно в программном режиме.
Станции управления с частотным регулированием ИРБИ 840
выполнены на базе 16-разрядного процессора и силового тран-
зисторного инвертора. Позволяют регулировать скорость в ши-
роких пределах как вниз, так и вверх от номинальной. Во всех
режимах ток двигателя не превышает 1,5 I ра6. Станции могут
работать как в режиме стабилизации скорости, так и в режиме
стабилизации производительности.
При использовании системы телеметрии станция позволяет
поддерживать в скважине жидкость на заданном уровне путем
регулирования скорости двигателя.
Рекомендуется использовать при выводе скважины на ре-
жим после ремонта, а также в нестабильных условиях, напри-
мер, при изменяющейся плотности жидкости и в иных слож-
ных условиях.
520
КОМПЛЕКТНЫЕ УСТРОЙСТВА ФИРМ США
Комплектные устройства фирмы REDA
Техническая характеристика комплектных устройств представ-
лена в таблице 5.40 [22, 28].
Таблица 5 40
Технические характеристики комплектных устройств
фирмы REDA
Тип	Максималь- ная мощность, кВт	Максималь- ное напряжение, В	Макси- маль- ный ток, А	Габариты, мм	Масса, кг
DFH-2		600			
Габарит 2	46,7		45	927x559x211	59,0
Габарит 3	93,4		90	1181x584x211	81,6
Габарит 4	140		135	1435x635x211	118,8
MFH	155	1000	90	1727x668x516	240,4
MDFH	415	1500	160	1727x668x516	240,4
1512	1113	3900	165	1742x991x980	362,9
Функции управления и защиты обеспечивают электронны-
ми приборами типа Redalert с твердотельными и электромеха-
ническими элементами схемы управления и контроллерами
типа Keltrones К889 (КПЭД), К095 и L095 с дисплеем «Wellcom»
с переводом с английского на русский (только для использова-
ния с К095). Оборудование может работать при температуре ок-
ружающей среды от -50 до +80 °C.
КПЭД К889 оснащен стандартными средствами токовой за-
щиты КПЭД является автономно работающим устройством,
приспособленным для подключения к коммутационным па-
нелям
КПЭД К889 включает цифровой дисплей, на котором вос-
производятся параметры двигателя, уставки выключающего уст-
ройства, время, оставшееся до автоматического повторного вклю-
чения, а также причина последнего отключения.
521
КПЭД К889 установлен в блоке низкого напряжения комму-
тационной панели. Все цепи управления могут быть подсоеди-
нены непосредственно к контроллеру. Применяются селектор-
ные переключатели, кнопки и лампочки. Контакты выходного
реле дают возможность осуществлять коммутацию фазы при
подключении к новым коммутационным панелям или коммута-
цию нейтрали — при подключении к старым образцам коммута-
ционных панелей.
КПЭД К889 непрерывно контролирует токи двигателя, элек-
тропитание контрольной цепи и состояние внешних контак-
тов, производя отключение двигателя при аномальных режи-
мах. После остановки двигателя из-за неполной токовой на-
грузки, перебоев в электроснабжении, а также из-за срабаты-
вания основного блокирующего устройства может быть произ-
ведено повторное автоматическое включение. Если остановка
двигателя была вызвана перегрузкой по току, обратной после-
довательностью фаз или срабатыванием вспомогательного бло-
кирующего устройства, КПЭД К889 обеспечивает заблокиро-
ванное состояние. В этом случае перевод двигателя в рабочее
состояние должен быть произведен оператором непосредственно
на месте.
Для предотвращения отключений из-за неполной токовой
нагрузки временно может быть использовано внешнее шунтиру-
ющее устройство.
На лицевой стороне коммутационной панели установлены
переключатель «Ручн,—Откл,—Авт.», пусковая кнопка, а также
лампы — индикаторы состояния. Во время работы насоса горит
зеленая лампа; при остановке двигателя без включения устрой-
ства повторного запуска горит красная лампа; при остановке
двигателя с включением устройства повторного запуска горит
желтая лампа. Если контроллер отсчитывает время перед авто-
матическим повторным включением и аварийные сигналы от-
сутствуют, мигает желтая лампа.
Если переключатель «Ручн,—Выкл.—Авт.» находится в поло-
жении «Ручн.» и оба блокирующих устройства не сработали, насос
может быть запущен нажатием на пусковую кнопку.
Для повторного включения двигателя после его остановки
(по какой-либо причине) необходимо, -чтобы оператор нажал на
пусковую кнопку.
522
Если переключатель находится в положении «Авт.» и оба бло-
кирующих устройства не сработали, насос запускается автома-
тически по окончании выдержки времени или нажатием на пус-
ковую кнопку. После остановки насоса без срабатывания бло-
кирующих устройств немедленно включается реле выдержки
времени, отсчитывая время до автоматического повторного вклю-
чения. Это время воспроизводится на дисплее. Двигатель будет
запущен автоматически по истечении выдержки времени.
Блокирующие устройства устанавливаются в исходное состо-
яние нажатием пусковой кнопки.
На цифровом пятиразрядном жидкокристаллическом дисплее
высвечивается статус аварийного состояния, значения токов и
установок выключающего устройства. Мигающая первая цифра
однозначно указывает на причину последнего отключения, вто-
рая цифра соответствует выбранному измеряемому параметру,
значение которого высвечивается тремя последними цифрами.
В отличие от контроллера К889, усовершенствованный кон-
троллер К687 имеет такие конструктивные особенности, как
дополнительные средства защиты, более совершенный дисплей,
а также средства связи с системой SCADA.
Использование системы дистанционной индикации в кон-
троллере К889 позволяет производить временное подключение
для выполнения настройки или постоянное подключение для
регистрации аварийных сигналов, обеспечивает быстрый доступ
к рабочим данным и к параметрам аварийных сигналов; произ-
водит регистрацию причин, приведших к возникновению ава-
рийных ситуаций; обеспечивает диагностирование установки
ЭЦН, облегчающее обнаружение и устранение неисправностей.
Для предотвращения пуска двигателя в режиме обратного
вращения в системе защиты устанавливается реле обратного вра-
щения модели L881.
Комплектные устройства монтируются в шкафах для различ-
ных погодных условий:
Nema 1 — шкаф общего типа;
Nema 3 — шкаф погодостойкого исполнения;
Nema 3R. — шкаф для эксплуатации в зоне повышенной влаж-
ности и дождя;
Nema 4 — шкаф для эксплуатации в условиях заносимой вет-
ром пыли, дождя, снега и обледенения.
523
Специально для суровых условий Крайнего Севера и Сибири
фирма REDA выпускает установку «FACTROL», представляю-
щую собой единый агрегат, включающий станцию, электрон-
ный блок управления двигателем и трансформатор. Шкаф стан-
ции, входящий в состав «FACTROL Е», выполнен по стандарту
Nema 4.
Для арктических условий установка «FACTROL» оборудова-
на терморегулируемым воздухонагревателем, подсоединенным
напрямую к выключателю со стороны входа и защищенным плав-
ким предохранителем. При напряжении 380 В нагреватель раз-
вивает мощность 400 Вт и обогревает внутреннюю часть стан-
ции в установке «FACTROL».
Комплектные устройства фирмы Centrilift
Фирма предлагает полный ряд коммутационных электрощи-
тов (табл. 5.41), в которых стандартным оборудованием являет-
ся контроллер электродвигателя типа «1CS». Электрощиты
Centrilift включают таймеры автоматического повторного пус-
ка, таймеры полного отключения, молниеотводы и вакуумные
контакторы [22].
Контроллер электродвигателя «1CS» выполняет все операции
полного отключения и повторного пуска. В нормальном эксплу-
атационном режиме могут быть заданы и контролироваться сле-
дующие параметры: ток каждой фазы, коэффициент мощности,
время до автоматического повторного пуска, время задержки при
повторном пуске, точка перегрузки, точка недогрузки, точка за-
вышенного напряжения, точка заниженного напряжения и фа-
зовое вращение поступающего электропитания. На дисплее так-
же выдается цифровое представление каждого эксплуатацион-
ного параметра.
Электрощиты Centrilift и согласованные с ними трансформа-
торы позволяют работать с любым сочетанием технических ус-
ловий на подводимое электропитание и выдаваемую мощность.
В качестве защитного устройства фирма рекомендует уста-
новить вентилируемые выносные пункты подключения сква-
жинного кабеля между колонной головкой и контроллером элек-
тродвигателя, чтобы избежать просачивания газа по кабелю в
электрощит.
524
Таблица 5.41
Технические характеристики комплектных устройств
фирмы Centrilift
Модель	Мощ- ность, кВА	Напря- жение, кВ	Ток, А	Высота		Ширина		Глубина		Вес	
				ДЮЙМ	СМ	дюйм	см	дюйм	СМ	фунт	КГ
2C-SSC	30	380	45	55	139	30	76	15	37	375	170
3C-SSC	60	380	90	55	139	30	76	15	37	380	172
4C-SSC	90	380	135	55	139	30	76	15	37	385	175
4C-SSC	180	380	270	55	139	30	76	15	37	390	177
1500-SSC	415	1500	160	79	182	36	91	30	66	775	190
2400-SSC	664	2400	160	79	177	36	86	30	81	800	378
3300-SSC	913	3300	160	79	177	36	86	30	81	800	378
4800-SSC	1660	4800	200	79	177	36	86	30	81	850	378
Комплектные устройства монтируются в шкафах погодостой-
кого исполнения Nema 3. Для арктических условий выпускают-
ся помещения с обогревом и вентиляцией.
Габариты контрольных помещений для комплектных уст-
ройств, см: 108 кВт — 243x213x218
216 кВт — 254x224x260.
Комлектные устройства фирмы ESP
Технические характеристики комплектных устройств представ-
лены в табл. 5.42 [22].
Таблица 5.42
Технические характеристики комплектных устройств ESP
Тип комплектного устройства	Исполнение	Максималь- ное напря- жение, В	Ток, А	Габариты, дюйм	Масса, фунт
DINAMAT1C-600	Nema 2	600	20-45	72x29x22	475
	Nema 3		45-90		
	Nema 4		90-135		
	Nema 5		135-200		
D1NAMAT1C -1500	Nema 3	1500	10-20	66x41x30	750
			20-45		
			45-90		
			90-160		
DINAMAT1C -2500	Nema 3	2500	35-70	66x41x30	750
			70-115		
			115-160		
DINAMAT1C -3000	Nema 3	3600	35-70	72x41x38	975
			70-115		
			115-160		
Работа системы управления и защиты обеспечивается кон-
троллерами типа Vortex или Eliminatop. Фирма поставляет также
щиты без контроллеров.
Основные элементы системы Vortex — контроллер VMC-100
и дисплей VMC-101, контроллера — Eliminatop программируе-
мое микропроцессорное устройство 520СР.
526
5.2.4.2. Оборудование регулировки
частоты вращения погружных двигателей
Регуляторы частоты вращения позволяют перекачивать сре-
ду в более широком диапазоне объемов, чем это возможно при
постоянной скорости, а также осуществлять плавный контро-
лируемый пуск погружного асинхронного двигателя с ограни-
чением пусковых токов на заданном уровне. Это повышает на-
дежность УЭЦН за счет снижения электрических нагрузок на
кабель и обмотку двигателя при запуске установок, а также
улучшает условия работы пласта при пуске скважины. Обору-
дование позволяет также в комплекте с установленной в УЭЦН
системой телеметрии поддерживать заданный динамический
уровень в скважине.
Регулирование частоты вращения вала центробежного на-
соса позволяет в широких пределах менять добывные возмож-
ности оборудования установок ЭЦН, например, подача насо-
са прямо пропорционален частоте вращения вала, напор на-
соса зависит от частоты вращения в квадрате, мощность — в
кубе {Q = f(ri), Н = f (п2), N = f (и3)}. Регулятор частоты
вращения позволяет также обеспечить плавный контроли-
руемый пуск асинхронного ПЭД с ограничением пусковых
токов.
Одним из методов регулирования частоты вращения ротора
УЭЦН является регулирование частоты питающего погружной
двигатель электротока.
Оборудованием для обеспечения этого метода регулирования ос-
нащены станции управления российского производства СУРС-1,
«Электон-05-160 (250)» и ИРБИ 840.
Станция управления с регулированием частоты вращения
насосной установки «Электон-05-160 (250)» выпускаются ЗАО
«ЭЛЕКТОН» (г. Радужный Владимирской обл.). При исполь-
зовании указанной станции управления меется возможность за-
пуска насосной установки по задаваемой программе, в ручном
и в толчковом режиме, а также возможность стабилизации вы-
ходного напряжения.
Электронная и силовая части частотного регулятора разме-
щены в корпусе станции управления «Электон-04».
527
Характеристика	Электон-05-3 60 (250)
Номинальное напряжение питания.......... 380 В, 50± 1 Гц
Диапазон отклонения питающего
напряжения от номинального .............±25%
Номинальный ток первичной
силовой цепи..............................не более 160 А
Номинальная мощность преобразователя..... 300 кВт
Мощность подключаемого электродвигателя... 75 кВт
Температурный диапазон....................-60 °C ...+40 °C
Степень защиты...........................IP43
Схема управления..........................контроллер «Электон»
Диапазон изменения частоты................0,5 ... 60 Гц
Габаритные размеры........................ 1735x700x600
Масса.....................................160 кг
Нефтяная электронная компания (НЭК, п.г.т. Полазна Пер-
мской обл.) выпускает несколько типоразмеров станций управ-
ления установками ЭЦН, оснащенных регуляторами частоты [29].
ШГС 5805 НЭК Ф-500П. Стандартная станция управления
ШГС5805 с установленным блоком плавного пуска ФАЗЕР-
500П, блоком управления БРГ-01 и прибором контроля изоля-
ции УКИ-140.
ШГС 5805 НЭК Ф-500Р. Стандартная станция управления
ШГС5805 с установленным фазовым регулятор ФАЗЕР-500Р,
блоком управления БРГ-01 и прибором контроля изоляции
УКИ-140.
ШГС 5805 НЭК 4-200. Стандартная станция управления
ШГС5805 с блоком управления БРГ-01 и установленным час-
тотным преобразователем ЧАСТЕР-200.
ШГС 5805 НЭК МБ Ф-500П. Стандартная станция управле-
ния ШГС5805 с блоком управления мини-БЭУС и установлен-
ным блоком плавного пуска ФАЗЕР-500П.
ШГС 5805 НЭК МБ Ф-500Р. Стандартная станция управле-
ния ШГС5805 с блоком управления мини-БЭУС и установлен-
ным фазовым регулятором. ФАЗЕР-500Р.
ШГС 5805 НЭК МБ 4-200. Стандартная станция управления
ШГС5805 с блоком управления мини-БЭУС и установленным
частотным преобразователем ЧАСТЕР-200.
528
Станции управления «МАСУ» представляют собой станции
управления погружным электронасосом нового поколения с
микропроцессорным блоком управления.
СУ «МАСУ» оборудована утопленными дверями, практи-
чески исключающими несанкционированный доступ и взлом.
Новая конструкция кабельного ввода в верхней части станции
управления обеспечивает легкое и безопасное подключение си-
ловых кабелей, полностью исключено протягивание погружно-
го кабеля через вводные муфты. Конструктивное исполнение
станции управления «МАСУ» предусматривает установку лю-
бого коммутационного аппарата: воздушного или вакуумного
контактора, устройства плавного пуска или фазового регуля-
тора «ФАЗЕР», частотного преобразователя «ЧАСТЕР». Но-
вая конструкция вентиляционных отверстий исключает попа-
дание снега и дождя внутрь, в свою очередь позволяет ис-
пользовать в составе «МАСУ» мощные частотные и фазовые
регуляторы.
Оборудование регулировки частоты вращения
фирмы REDA
Фирма REDA производит 5 типоразмеров устройства для бес-
ступенчатого изменения частоты вращения электродвигателя
(VSD), компоненты которых располагаются в вентилируемом
шкафу исполнения Nema 1 для установки внутри помещений
(табл. 5.43) [22, 28].
Таблица 5.43
Массогабаритная характеристика VSD
Обозначение	Мощность, кВА	Габаритные размеры, мм	Масса, кг
10033987 (999730)*	74	165x762x432	181,4
1003995 (1001148)	108	1981x813x432	204,1
1004001 (1001155)	174	1981x965x508	353,8
1004019 (999763)	431	1651x1829x838	1270,1
* Обозначение оборудования на 50 Гц, поставляемое в СНГ
Ц Ивановский
529
Для условий Крайнего Севера и Сибири выпускаются термо-
регулируемые кабины для размещения оборудования с системой
обогрева и охлаждения мощностью 10 кВт.
На базе VSD и трансформатора выпускаются установки для
проведения испытаний с разными дебитами для точного опре-
деления коэффициента продуктивности или начального дебита
скважин. Эта система в арктическом исполнении также мон-
тируется в кабине.
Устройство для бесступенчатого регулирования частоты вра-
щения погружного электродвигателя SPEEDSTAR имеет преиму-
щества по сравнению с приводами с полупроводниковыми уп-
равляемыми выпрямителями (ПУВ).
На входе используется трехфазный диодный выпрямитель
для получения фиксированной величины постоянного напря-
жения. Диоды не требуют схемы управления и не чувстви-
тельны к фазе напряжения, как приводы с ПУВ. Проблемы
коммутации, присущие приводам с ПУВ в диодном выпрями-
теле устранены. Исполнение преобразователя с широтно-им-
пульсной модуляцией (ШИМ) благоприятно сказывается на
тепловом режиме погружного двигателя, так как выходной ток
преобразователя содержит меньше гармоник, чем в преобра-
зователе с ПУВ. Это уменьшение гармоник снижает вибра-
цию и позволяет работать двигателю более плавно при низких
скоростях.
На выходе используется силовой транзистор, который явля-
ется более эффективным, с точки зрения энергозатрат, комму-
тационным выходным устройством, чем полупроводниковые
управляемые выпрямители. Отдельной цепи для коммутации
тока, необходимой для запирания полупроводниковых управ-
ляемых выпрямителей, не требуется. Эти преимущества делают
приводы с ШИМ более эффективными в работе, чем приводы
с ПУВ.
Операторский интерфейс обеспечивает полный контроль
и получение информации с помощью простой в использова-
нии клавиатуры и большого, удобного для чтения, дисплея
на жидких кристаллах, Все установки производятся путем
выбора из меню и цифрового ввода данных. Не требуется
ползунковых потенциометров для настройки. Интерфейс опе-
ратора также обеспечивает защиту двигателя и погружного
530 ,
оборудования, указывая на ненормальные условия эксплуа-
тации, такие как перегрузка двигателя по току. Он предус-
матривает запись последних событий в память, которые могут
быть просмотрены на экране дисплея, либо распечатаны с по-
мощью принтера, который может быть заказан отдельно. Прин-
терный порт является стандартным последовательным портом
RS-232, который может сопрягаться как с компьютером, так и
с принтером.
Все сообщения о состоянии оборудования и неисправностях,
числовые значения и т.д. показываются на четырех строках дис-
плея на жидких кристаллах. Отсутствуют требующие интерпре-
тации специальные символы или коды. Интерфейс оператора
обеспечивает регистрацию 225 ситуаций оборудования с распе-
чаткой в виде таблиц и 10-дневную, с 15-минутным интерва-
лом, регистрацию тока двигателя, скорости и давления. Стан-
дартное оборудование также включает в себя 8 вспомогатель-
ных конфигурируемых цифровых вводов, конфигурируемый
потребителем релейный вывод и комплект индикаторных ламп
«Включено/Отключено» для выводов.
Устройства для бесступенчатого изменения частоты враще-
ния SPEEDSTAR снабжены широким рядом диагностических
устройств, обеспечивающих быстрое и точное устранение неис-
правностей. Все диагностические сообщения показываются на
панели интерфейса оператора.
Оборудование SPEEDSTAR имеет систему самодиагностики,
позволяющую определять неисправности.
Устройство для бесступенчатого изменения частоты вра-
щения SPEEDSTAR выполнено в сварном шкафу из листовой
стали, изготовленном в соответствии со стандартом Nema 3
(IP53) и обработанном перед покраской фосфатным соеди-
нением. Агрегат защищен от атмосферных влияний уплот-
ненной прокладкой дверью с тремя защелками. Шкаф имеет
отдельные отсеки для аппаратуры низкого и высокого напря-
жения.
Технические характеристики устройства SPEEDSTAR пред-
ставлены в табл. 5.44 [22].
531
Таблица 5.44
Технические характеристики SPEEDSTAR
Параметр	Значение параметра
Напряжение на входе Число фаз Частота на входе Напряжение на выходе Диапазон частоты на выходе КПД при полной нагрузке Выпрямительный блок Инверторный блок Тип инвертора Класс установки Конструкция шкафа Стандартные темпертурные условия работы Температура хранения Влажность Высота над уровнем моря	380/480 В перем тока ±10% 3 50/60 Гц ±3 Гц От 0 до 96% входного От 30 до 90 Гц 98% Диодный Транзисторный С широтно-импульсной Nema 3 (1Р53) Сталь 12 сортамента От -18 до 50 “С От -30 до 65 °C 100%, без конденсации 1000 м (при большей высоте указанные параметры должны быть уменьшены)
Оборудование регулировки частоты вращения
фирмы Centrilift
Технические характеристики систем управления «Электроспид
ICS», выпускаемых фирмой, представлена в табл. 5.45 [22].
«Электроспид ICS» и согласующиеся с ним трансформато-
ры могут быть установлены в теплоизолированных контейне-
рах, что создает им регулируемую среду в условиях Крайнего
Севера
532
Технические характеристики «Электроспид ICS»
Таблица 5 45
Модель	Выход		Вход		Высота		Ширина		Глубина		Вес	
	кВА	Ток, А	Напр , В	Ток, А	ДЮЙМ	СМ	ДЮЙМ	СМ	ДЮЙМ	СМ	фунт	КГ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	и	12	13
В шкафу погодостойкого исполнения, NEMA 3 (1Р 54)												
2060-3VT	55	79	380	86	72	182,9	28	71,1	37,5	95,3	1050	476
2075-3VT	69	100	380	111	72	182,9	28	71,1	37,5	95,3	1050	476
2100-3VT	92	133	380	148	72	182,9	28	71,1	37,5	95,3	1050	476
2125-3VT	108	156	380	173	72	182,9	28	71,1	37,5	95,3	1050	476
2150-3VT	135	196	380	218	72	182,9	28	71,1	37,5	95,3	1050	476
2200-3VT	166	241	380	268	72	182,9	28	71,1	37,5	95,3	1050	476
2250-3VT	216	313	380	347	72	182,9	28	71,1	37,5	95,3	1050	476
4300-3VT	270	391	380	434	78	198,1	36	91,4	46,5	118,1	1650	748
4350-3VT	325	469	380	521	78	198,1	36	91,4	46,5	118,1	1650	748
4400-3VT	378	546	380	607	78	198,1	36	91,4	46,5	118,1	1650	748
4500-3VT	431	624	380	693	78	198,1	36	91,4	46,5	118,1	1650	748
8600-3VT	583	842	380	705	Система управления выполнена в виде двух блоков, размеры могут меняться в зависимости от компоновки фундаментной плиты						3300	1497
8700-3VT	679	983	380	985							3300	1497
8800-3VT	776	1123	380	1125							3300	1497
Продолжение табл. 5 45
1	2	з	4 1	5	6	7	8	•>	10	11	12	13
			В шкафу общего типа, NEMA 1 (IP 20)									
2060-1VT	55	79	380	86	90	228,6	22	55,9	20	50,8	1000	454
2075-1VT	69	100	380	111	90	228,6	22	55,9	20	50,8	1000	454
2100-1VT	92	133	380	148	90	228,6	22	55,9	20	50,8	1000	454
2125-1VT	108	156	380	173	90	228,6	22	55,9	20	50,8	1000	454
2150-1VT	135	196	380	218	90	228,6	22	55,9	20	50,8	1000	454
2200-1VT	166	241	380	268	90	228,6	22	55,9	20	50,8	1000	454
2250-1VT	216	313	380	347	90	228,6	22	55,9	20	60,8	1000	454
4300-1VT	270	391	380	434	90	228,6	36	91,4	20	50,8	1600	726
4350-1VT	325	469	380	521	90	228,6	36	91,4	20	50,8	1600	726
4400- 1VT	378	546	380	607	90	228,6	36	91,4	20	50,8	1600	726
4500-1VT	431	624	380	693	90	228,6	36	91,4	20	50,8	1600	726
8600-1VT	583	842	380	705	90	228,6	72	182,9	20	50,8	3200	1451
8700-1VT	679	983	380	985	90	228,6	72	182,9	20	50,8	3200	1451
8800-1VT	776	1123	380	1125	90	228,6	72	182,9	20	50,8	3200	1451
Оборудование регулировки частоты вращения
фирмы ESP
Фирма производит 8 типоразмеров регуляторов скорости (табл.
5.46) [22].
Таблица 5 46
Технические характеристики регуляторов скорости ESP
Мощность		Напряже- ние, В	Ток, А	Размеры, дюйм	Масса, фунт
кВА	Л с				
105	100	480	130	96x36x26	1500
135	125		164		
157	150		189		
207	200		252		
315	300		380	96x72x26	2500
400	350		480		
523	400		630		
650	500	600	630		
Регуляторы комплектуются контроллерами АРС-1 ООО
5.2.4.3. Оборудование диагностики УЭЦН
В современных условиях роботы УЭЦН, зачастую осложнен-
ных многими факторами (наклонно-направленные скважины,
высокая обводненность и химическая активность пластовой
жидкости, высокое содержание механических примесей, высо-
кая температура, давление и газовый фактор) нормальная эксп-
луатация оборудования нереальна без использования систем
диагностики. Применение систем диагностики позволяет не толь-
ко оптимизировать работу системы «Пласт — скважина — на-
сосная установка», но и предотвратить большинство отказов и
аварий со скважинным оборудованием.
Оборудование диагностики работоспособности УЭЦН явля-
ется техническим средством контроля рабочих параметров уста-
новки и формирования сигналов для автоматического управле-
ния работой УЭЦН. Оборудование выпускается в соответствии
со следующими нормативными документами:
•	Система термоманометрическая СКАД-2. Технические ус-
ловия ДМФ 1.000.004 ТУ;
•	Импульсная система телеметрии ИСТ-1. Технические ус-
ловия ДМФ 1.000.001 ТУ;
535
•	Комплекс диагностики насосных установок КДНУ. ТУ 4315-
001-13200746-97.
Система термоманометрическая СКАД-2 ,
Эксплуатационное назначение системы — контроль техническо-
го состояния УЭЦН в процессе эксплуатации, подконтрольный вывод
на режим и стабилизация работы скважины в заданном режиме.
Функциональное назначение — контроль температуры масла
электродвигателя и давления пластового флюида в зоне подвес-
ки УЭЦН с возможностью автоматического управления уста-
новкой по параметрам давления и температуры совместно с бло-
ком управления комплектного устройства ШГС 5805, ШГС 5806.
Система обеспечивает постоянный контроль избыточного дав-
ления пластовой жидкости, окружающей ПЭД, а также температу-
ры статорных обмоток в зоне нижней лобовой части ПЭД. При
выходе за установленные граничные значения контролируемого дав-
ления и температуры оборудование автоматически отключает УЭЦН.
Система СКАД-2 позволяет фиксировать граничные и теку-
щие значения контролируемых параметров, количества отключе-
ний УЭЦН раздельно по каждому из условий, а также текущего и
предельно допустимого количества отключений УЭЦН за после-
дние календарные сутки. Обеспечивается также визуальное пред-
ставление в цифровой форме текущих и граничных значений кон-
тролируемых параметров, светодиодная индикация режимов рабо-
ты системы, самотестирование системы, возможность включения
в многоуровневую систему управления технологическим процес-
сом нефтедобычи на правах контрольного пункта нижнего уровня.
При работе системы СКАД-2 в составе многоуровневых сис-
тем управления технологическим процессом нефтедобычи все
контролируемые параметры передаются на центральные пульты
управления. С тих же пультов возможно перепрограммирование
граничных значений контролируемых параметров, дистанцион-
ное управление работой УЭЦН (отключение — включение, вы-
вод на режим), гидродинамическое исследование скважин.
Система СКАД-2 представляет собой комплекс, состоящий
из двух составных частей — скважинного преобразователя дав-
ления и температуры (ПДТ) и наземного прибора (ПН), элект-
рически связанных между собой через кабель — токоподвод ПЭД.
536
ПДТ представляет собой герметичный контейнер, стационарно
размещенный в нижней части ПЭД, имеющего внутренний ди-
аметр корпуса не менее 90 мм, и электрически подключенный к
нулевой точке или последнему витку, идущему к нулевой точке
статорной обмотки ПЭД.
ПДТ предназначен для эксплуатации в следующих условиях:
— окружающая среда — осушенное трасформаторное масло;
— предельная температура окружающей среды — 125 °C;
— постоянное воздействие вибрации погружного насоса;
— предельное перегрузочное давление 25 МПа (250 кгс/см).
ПН включает в себя три конструктивно законченных блока:
блок питания (БП), блок управления (БУ), пульт оператора (ПО).
Габаритные размеры блоков представлены в табл. 5.47 [22].
Таблица 5.47
Габаритные размеры ПДТ и блоков ПН системы СКАД-2
Обозначение блока	Габариты, мм			
	длина	ширина	высота	диаметр
ПДТ	525	—	—	88
БП	240	120	120	—
БУ	220	120	177	—
ПО	155	95	96	—
БП и БУ стационарно размещаются в шкафу станции управ-
ления УЭЦН и электрически соединяются между собой кабе-
лем. БП и БУ предназначены для стационарной эксплуатации в
районах с умеренным и холодным климатом УХЛ (NP) по кате-
гории размещения 2.1 ГОСТ 15150-69.
ПО устанавливается на лицевую панель БУ во время прове-
дения измерений и корректировки программы функционирова-
ния системы.
Устройство и работа составных частей
системы СКАД-2
Преобразователь давления и температуры (ПДТ) предназначен
Для преобразования контролируемых параметров — давления и
температуры масла ПЭД в электрический информационный час-
тотно-манипулируемый сигнал, который подается по статорной
537
обмотке ПЭД кабелю-токоподводу и вторичной обмотке силового
трансформатора на вход наземного прибора системы СКАД-2И.
ПДТ выполнен в виде стального герметичного цилиндричес-
кого контейнера подвесного типа вертикального построения и
состоит из корпуса цилиндрической формы, имеющего устано-
вочные резьбовые отверстия для монтажа ПДТ в ПЭД, канавку
с уплотнительным кольцом, герметичные вводы для подключе- 1
ния к отпайке от нулевой точки статорной обмотки и для под-
ключения выводов термодатчика ДТ, закрепленного в непосред-
ственной близости от нижней лобовой части статорной обмотки
ПЭД. В корпусе также установлены:
•	чувствительный элемент давления ДД на базе датчика дав-
ления типа HP 1 СК-200;
•	фильтр, защищающий внутреннюю полость ДД от забива-
ния грязью, на основе мелкоячеистой металлической сетки.
В блоке размещены два измерительных преобразователя —
давления и температуры.
Для защиты узлов и элементов электронной схемы ПДТ слу-
жит цилиндрический кожух в форме стакана, изготовленный из
трубы и крышки, соединенных сваркой, и снабженный резьбой
для соединения с корпусом. Кожух имеет конусную проточку,
для обеспечения герметичности соединения с корпусом через
латунное конусное кольцо.
Блок питания (БП) предназначен для питания ПДТ и БУ, а
также для сопряжения наземного прибора системы со схемой
станции управления УЭЦН.
БП размещен в стальном корпусе щитового типа горизон-
тального построения. Корпус БП состоит из шасси, передней и
задней панелей и кожуха, соединенных винтами.
На шасси смонтированы силовой трансформатор и печатная
плата, на которой размещены полосовой фильтр, три управляю-
щих реле, выпрямитель и элементы гальванической развязки.
На передней панели установлены два держателя предохрани-
телей с плавкими вставками и розетка разъема для соединения
БП с БУ.
На задней панели размещена вилка разъема для соединения
БП со схемой станции управления.
Блок управления (БУ) предназначен для обработки информаци-
онного сигнала ПДТ, анализа состояния электрических защит СУ,
538
формирования управляющих команд на включение и отключение
УЭЦН, а также формирования информационных посылок и реали-
зации протокола обмена с верхним уровнем автоматизированной
системы управления технологическим процессом нефтедобычи.
БУ размещен в стальном корпусе щитового типа горизон-
тального построения. Корпус состоит из передней и задней па-
нелей, объединенных обечайкой и соединенных заклепками, и
крышки, закрепляемой винтами.
На передней панели расположены:
—	розетка разъема «ПУЛЬТ» для подключения пульта опера-
тора (ПО), либо вилки соединительного кабеля АСУ ТП нефте-
добычи;
—	линейка из пяти светодиодных индикаторов, объединен-
ных в три группы: «СЕТЬ» — светодиод зеленого цвета «ВКЛ»,
«ОТКЛ.» — два светодиода «Р» и «Т», «РЕЖИМ» — два светоди-
ода, зеленого цвета — «РАБОТА», красного цвета — «ПРОГРЕВ».
На задней панели расположена вилка разъема «УПРАВЛЕ-
НИЕ» для подключения посредством соединительного кабеля к
блоку питания БП.
В корпусе размещен термостатированный контейнер с тремя
печатными платами для обеспечения нормального температур-
ного режима работы электронных компонентов во всем диапа-
зоне эксплуатационных условий.
Пульт оператора (ПО) предназначен для визуализации теку-
щих и граничных значений контролируемых параметров, конт-
роля и задания режимов работы системы, а также самотестиро-
вания наземного прибора.
ПО выполнен в виде малогабаритного переносного легкосъ-
емного прибора. ПО состоит из корпуса со смонтированными
на нем органами управления и индикации и расположенными в
нем двумя печатными платами.
На лицевой панели ПО расположены:
—	четырехразрядный семисегментный цифровой индикатор;
—	трехразрядный десятичный программный переключатель;
—	переключатель «РЕЖИМ» на три положения («КОНТР»,
«ЗНАЧЕНИЕ» и «КОЛ-ВО откл.»);
—	галетный переключатель «ПАРАМЕТР» на четыре положе-
ния («Р мин», «Р макс», «Т макс» и «ВРЕМЯ»), — кнопка «ВВОД».
539
На задней панели корпуса ПО установлена вилка разъема для
подключения к БУ.
Параметры ТМС «СКАД-2И» приведены в табл. 5.48 [22].
Таблица 5.48
Параметры ТМС «СКАД-2И»
Наименование параметра	Единица измерен.	Значение параметра
1	2	3
Диапазон измерения контролируемого давления Диапазон измерения контролируемой температуры Предельное перегрузочное давление	МПа (кГс/см2) °C МПа (кГс/см2)	от 0 до 20 (от 0 до 200) от 15 до 125 25 (250)
Погрешность контроля давления, приведенная к диапазону измерения контролируемого давления, не более: для РДЭУ для ПДЭУ	% %	±1 ±2,5
Погрешность контроля температуры, приведенная к диапазону измерения контролируемого давления, не более: для РДЭУ для ПДЭУ	% %	± 2 ±4
Параметры электропитания системы: напряжение частота потребляемая мощность, не более	В Гц ВА	220 50 ± 1 100
Габаритные размеры: ПДТ БП БУ ПО	мм	088x525 245x125x120 235x210x180 160x100x90
Импульсная система телеметрии ИСТ-1
Импульсная система телеметрии ИСТ-1 предназначена для
контроля технического состояния УЭЦН в процессе эксплуата-
ции, подконтрольного вывода на режим и стабилизации работы
скважины на заданном режиме за счет управления работой УЭЦН.
540
Система ИСТ-1 обеспечивает контроль давления жидкости в
зоне подвески УЭЦН, температуры масла в электродвигателя,
уровня вибрации погружного оборудования и автоматическое
управление работой УЭЦН по давлению, температуре и вибро-
ускорению совместно с блоком управления устройства комп-
лектного ШГС 5805.
Система ИСТ-1 может использоваться в составе автоматизи-
рованных систем управления технологическими процессами неф-
тедобычи.
Общая характеристика погружной части системы ИСТ-1:
глубина спуска насосных установок — не более 2000 м при
давлении не более 25 МПа; температура окружающей среды
(смесь нефти, газа, воды и примесей) °C — не более 90; услов-
ные диаметры эксплуатационной колонны — 146, 168 мм.
Система ИСТ-1 состоит из наземной части, включающей в
себя встраиваемые в комплектное устройство блок приемника
(ПРМ) и блок трансформатора (БТ), и подземной части, пред-
ставляющей собой встраиваемый в погружной двигатель блок
передатчика (ПРД), герметизация которого от воздействия окру-
жающей среды осуществляется двумя о-образными резиновыми
кольцами или фторопластовым кольцом прямоугольного сечения.
Конструкция и параметры блока передатчика позволяют встра-
ивать его в любой из погружных двигателей мощностью 32, 45 и
63 кВт.
По устойчивости к воздействию температуры, давления и
влажности окружающей среды составные части системы ИСТ-1
соответствуют следующим исполнениям:
ПРМ, БТ - исполнению УХЛ п. 2.1 ГОСТ 15150-69;
ПРД — подгруппе КС4-3 по ГОСТ 26116-84, но для эксплуа-
тации до давления 25 МПа (п. 5.1 ГОСТ 15150-69).
Различные типоразмеры системы определяются различными
вариантами изготовления погружной части блока передатчика
ПРД, отличающегося применением различных по классу ком-
мутирующих элементов (тиристоров) в зависимости от мощнос-
ти двигателя и различными видами герметизации. При этом на-
земная часть системы, т.е. блок приемника ПРМ и блок с транс-
форматором БТ остается неизменной для всех исполнений.
Габаритные размеры и масса составных частей ИСТ-1 указа-
ны в табл. 5.49 [22].
541
Таблица 5.49
Габаритные размеры и масса составных частей ИСТ-1
Составные части	Габаритные размеры, мм, не более				Масса, кг, не более
	длина	ширина	высота	диаметр	
ПРД	700			88	13,5
ПРМ	220	210	177		6,0
БТ	115	60	40	—	0,4
Система ИСТ-1 имеет до 8 каналов контроля параметров.
Значения уставок на отключение УЭЦН по каждому из кон-
тролируемых параметров устанавливается оперативно с помо-
щью переключателя на лицевой панели блока приемника или
перепайки перемычек:
—	по давлению, кгс/см2 — 0, 5, 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80,
90, 100;
—	по температуре, °C — от 0 до 100 с шагом 1 °C;
—	по виброускорению, м/с2 — от 0 до 25 с шагом через 1 м/с2.
Блок приемника выпускается с уставочными значениями по
виброускорению — 15 м/с2 и по температуре — 95 °C, если иные
значения не оговорены в договоре на поставку.
Диапазон изменения контролируемого давления, МПа — от 0
до 25 (от 0 до 250 кгс/см2).
Диапазон изменения контролируемой температуры, °C — от 0
до 120.
Диапазон изменения контролируемого виброускорения, м/с2 —
от 0 до 25.
Комплекс диагностики насосных установок КДНУ предназна-
чен для оснащения скважин, оборудованных штанговыми и по-
гружными электронасосами для обеспечения безсепарационно-
го замера дебита жидкости и с целью диагностирования и уп-
равления работой нефтепромыслового оборудования, измерения
и контроля в автономном режиме параметров работы нефтепро-
мыслового оборудования и передачи информации на АРМ «Ди-
агност» для обработки полученных данных и анализа парамет-
ров работы нефтепромыслового оборудования.
542
Комплекс для работы с погружными электроприводными на-
сосными установками типа УЭЦН, УЭВН и УЭДН выполняет
следующие функции:
1.	Контроль токовой нагрузки погружного электродвигателя
для определения режима работы установки.
2.	Контроль давления на выкидной линии и в затрубном про-
странстве.
3.	Определение подачи насосной установки.
4.	Определение температуры добываемой жидкости на при-
еме насоса, в выкидной линии; определение температуры в по-
гружном электродвигателе.
Для обеспечения указанных функций комплекс оснащается
необходимыми первичными приборами (датчиками), логичес-
ким программируемым контроллером и пакетом прикладных
программ «Диагностические инструменты — DT7».
Комплекс ДНУ включает в себя диагностические комплексы
УИС.НП, датчики, размещенные на нефтепромысловом обору-
довании, на производственных площадках и программное обес-
печение АРМ «Диагност».
Сбор первичной информации осуществляется комплексом
УИС.НП, состоящим из логического контроллера УИС.ЛК.01
со встроенным программным обеспечением контроля и диаг-
ностики УЭЦН, датчика тока электродвигателя УИС.ДТ.01,
датчиков давления на устье скважины и в затрубном про-
странстве (МТ-100), датчика перепада давления на штуцере
(диафрагме), датчика температуры жидкости на устье сква-
жины, шкафа и клеммных соединителей (исполнение наруж-
ное IP65).
Дополнительно для обустройства куста скважин и организа-
ции радиоканала необходимы: логический контроллер УИС.ЛК.01
со встроенным программным обеспечением; датчик давления
нефти в коллекторе МТ-100; радиомодем; радиостанция типа
«Гранит-РЗЗП» с источником питания и антенной.
Комплекс ДНУ-ЗМ является инструментом технолога для ди-
агностики состояния скважинных насосных установок для до-
бычи нефти и анализа системы «пласт — скважина — насосная
установка» (П-С-НУ).
Система позволяет определять основные параметры работы
системы П-С-НУ:
543
•	герметичность колонны НКТ и узлов насоса;
•	давление на устье скважины, на приеме насоса, на забое
скважины;
•	динамический уровень жидкости в скважине;
•	подачу скважинной установки;
•	загрузку приводного электродвигателя.
Функции измерения, обработки и передачи первичной ин-
формации комплексом ДНУ-ЗМ: установка параметров измере-
ния и диагностики с АРМа «Диагност» [22]:
—	пределы изменения нагрузки;
—	пределы изменения тока;
—	периодичность измерения диаграммы, токограммы и дру-
гих параметров;
—	считывание текущих показаний датчиков;
—	формирование диаграммы и токограммы с заданным пе-
риодом;
—	хранение информации (три последних диаграммы и токог-
раммы);
—	передача замеров диаграммы, токограммы и давления по
радиосети или промышленной сети с заданным периодом
на АРМ «Диагност»;
—	съем и передача диаграммы и токограммы по запросу с
АРМа «Диагност»;
—	определение состояния аварийности насосного и электро-
оборудования по заданным параметрам;
—	передача аварийной диаграммы и токограммы на АРМ «Ди-
агност»;
—	выключение электрооборудования при возникновении ава-
рийного состояния;
—	включение нефтепромыслового оборудования после устра-
нения аварийного состояния;
—	отсчет текущего времени и ведение календаря.
АРМ «Диагност» производит: формирование базы данных по
фонду добывающих скважин и эксплуатируемого оборудования;
запись в базу данных замеров основных параметров работы стан-
ка-качалки (СК) и скважинного оборудования штанговых и бес-
штанговых насосных установок; обработку полученной инфор-
мации; выявление отклонений в работе составляющих насосной
544
установки; получение качественных и количественных оценок
работы УЭЦН( динамического уровня жидкости; дебита сква-
жины; давления на устье скважины, на приеме насоса, на забое
скважины).
Оборудование для диагностики состояния УЭЦН
зарубежных фирм
Многие комплектные устройства и станции управления зару-
бежных фирм имеют оборудования для диагностики состояния
УЭЦН, однако для выполнения таких функций в состав уста-
новки ЭЦН необходимо включать скважинные приборы и обо-
рудование.
Скважинные приборы замера давления
и температуры (ПЗДТ) фирмы REDA
Фирма выпускает различные модификации ПЗДТ в зависи-
мости от использования в составе УЭЦН, станций управления и
двигателей.
Комплекс состоит из трех основных узлов (табл. 5.50): пульта
управления, забойного датчика и переносного пульта наземного
считывания информации [22].
Таблица 5.50
Применимость комплекса ПЗДТ в составе УЭЦН фирмы REDA
Модификация	Использование в составе оборудования
Пульт управления	
№ 330829, пульт № 2	Все станции управления, кроме DFH-2
№ 330837, пульт № 3	DFH-2, MFH, MDFH
№ 330845, пульт № 4	DFH-2, MDFH
№ 330852, пульт № 5	DFH-2
№ 332503	RPR-2
344275	1512
	__	Забойный узел датчика	
№ 344036	Двигатели серии 375
№ 344044	Двигатели серии 456
№ 344051	Двигатели серии 540
№ 344069	Двигатели серии738
		—	Пульт считывания информации	
№ 344085	|	Стандартный
jj Ивановский
545
Имеется модификация пульта считывания информации с пе-
реходником к принтеру, который может печатать показания каж-
дые 15, 30, 60 мин или через каждые 4 и 8 часов в зависимости
от выбора оператора.
Наземные цифровые индикаторы попеременно показывают
давление и температуру. Все индикаторы снабжены ручным бло-
кировочным переключателем, позволяющим непрерывно счи-
тывать значения давления и температуры.
Рабочие характеристики ПЗДТ:
—	точность показаний индикатора обеспечивается при окружа-
ющей температуре 70 ± 10 °F (21,11 ± 12,22 °C);
—	разрешающая способность индикатора ± 1 фунт/кв. дюйм
(0,07 кг/см2) или ± 0,1 °F (±0,122 °C);
—	точность показаний индикатора в условиях от -35 °F (-37,22 °C)
до 130 °F (54,44 °C) равна ± 0,25% максимального значения
шкалы ± 0,25% показания;
—	погрешность измерения скважинного датчика давления — от
0,5% при давлении 0 до ± 1,0% при давлении 5000 ± 30 фунт/
кв. дюйм (350 ± 2,1 кгс/см2);
—	нелинейность измерений скважинного датчика температуры
менее 1—1,5% в пределах температурного диапазона и по-
грешность менее 1%.
Каждые 20 с прибор контроля автоматически осуществляет
самокалибровку в ответ на изменения сопротивления датчика
внутри скважины, вызванные, например, колебаниями темпера-
туры.
Наземные индикаторы могут использоваться для управления
электроприводами с регулированием скорости и одновременной
подачей сигналов давления и температуры в дистанционную
систему сбора данных.
В скважинных приборах типа ДМТ в качестве датчика давле-
ния используется датчик GRC Amerada. Датчик температуры
измеряет температуру в непосредственной близости от датчика
давления.
Имеются две модели скважинного датчика (табл. 5.51) [22].
В наземной панели считывания имеются блок памяти и циф-
ровой дисплей. Каждые 14 с на ней отображаются изменения
давления и температуры. Через 15-минутные интервалы регист-
рируются минимальные, максимальные и средние значения дав-
546
Таблица 5.51
Характеристики моделей скважинных датчиков фирмы REDA
Характеристики	Mach II	Mach I
Диапазон давлений	0—5000 фунтов/кв. дюйм абс (0—351,5 кгс/см2)	0—5000 фунтов/кв. дюйм абс. (0—351,5 кгс/см2)
Точность (суммарная погрешность полной шкалы)	0,08%	1%
Разрешение	0,01 фунта/кв. дюйм абс. (703х10’6кгс/см2)	15 фунтов/кв. дюйм абс. (1,0545 кгс/см2)
Повторяемость	0,1 фунта/кв. дюйм абс. (703x10’5 кгс/см2)	15 фунтов/кв. дюйм абс. (1,0545 кгс/см2)
Чувствительность	0,01 фунта/кв. дюйм абс. (703х 10’6 кгс/см2)	0,1 фунта/кв. дюйм абс. (703х10'5кгс/см2)
Диапазон рабочих температур	32-302 °F (0-150 °C)	32-302 °F (0-150 °C)
Точность измерения температуры	±2 °F до 302 °F (±1,1 °C до 150 °C)	±4 °F до 302 °F (±2,2 °C до 150°С)
ления и температуры. Всего могут регистрироваться данные в
общей сложности за 21 день и 256 событий, таких как прекра-
щение энергоснабжения, отсоединение, повторные пуски и т.д.
Для удаленных установок имеются варианты расширения.
Предусмотрен порт RS-232 для подключения к принтеру
или персональному компьютеру. Имеются электрические со-
единения для аналоговых выходов по забойным давлению и
температуре, аналоговых выходов для поступающих вспомо-
гательных сигналов плюс цифровые входы для внешних кон-
тактов.
Скважинные приборы замера давления и температуры
фирмы Centrilift
Технические характеристики ПЗДТ представлены в табл. 5.52.
Функциональные возможности и конструктивная схема прибо-
ра аналогична системам других фирм [22].
547
Таблица 5.52
Технические характеристики ПЗДТ фирмы Centrilift
Наименование параметра	Значение параметра
Диапазон изменения контролируемого	0—3500 psi (0—246,05 кгс/см2)
Максимальное давление	5250 psi (369,074 кгс/см2)
Точность измерения давления	+ 0,5% полной шкалы
Диапазон изменения контролируемой	75-300 °F (24-149 °C)
Точность измерения температуры	± 5 °F (±2,8 °C)
Разрешающая способность	± 1 °F (±0,6 °C)
Выдерживаемое напряжение	4500 В пер тока (рабочее) 11000 В пост, тока (испытания)
Частота	25-110 Гц
Условия эксплуатации наземного устройства: температура влажность	от -40 до 130 °F (от -40 до +54 °C) 0-100%
Скважинная система мониторинга
фирмы PHOENIX PETROLEUM SERVICES Ltd (Шотландия)
Скважинная система ТРАЙ-сенсор, как и системы других
фирм, состоит из трех основных элементов: сигнальной панели
(TSP), пульта индуктора напряжения (ТЕС) и скважинного
инструмента (TDT).
Сигнальная панель выводит на дисплей четыре параметра:
— давление в зоне расположения скважинного инструмента;
— температуру пластовой жидкости в зоне расположения сква-
жинного инструмента;
—	температуру моторного масла или обмотки мотора;
—	утечку тока.
Сигнальная лампочка показывает, какой параметр выведен на
дисплей. Панель имеет непрерывный выход данных, контроль
которых может проводиться любой компьютерной системой, со-
вместимой с IBM и оснащенной соответствующим программ-
ным обеспечением. Цикл сбора и выдачи информации — 12 с.
ТРАЙ-сенсор оснащен устройством RSR (быстрый темп отбо-
ра проб), которое позволяет увеличивать темп отбора данных
о давлении до 1 с. На дисплей будет выводиться только давление.
548
В скважинном инструменте установлен тензодатчик с диаф-
рагмами из инконеля, стойкого к H2S.
Технические данные системы ТРАИ-сенсор
Точность измерения давления............ 0,1	FS (0,0454 кгс)
Разрешающая способность по давлению.....0,01 фунт/кв. дюйм
(0,1 бар)
Точность измерения температуры.......... 2 °C (4 °F)
Разрешающая способность по температуре .... 0,1 °C (0,1 °F)
Точность измерения обеспечивается при
температуре не выше.................... 125	°C (260 °F).
Система может использоваться с приводом с регулируемой
скоростью. Имеется система самодиагностики [22].
Категория размещения наземного оборудования по окружа-
ющей среде — 1Р65 (пылестойкость, водонепроницаемость).
5,2.4.4. Трансформаторы для УЭЦН
Трансформаторы предназначены для питания установок по-
гружных центробежных насосов от сети переменного тока на-
пряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц.
Трансформаторы выпускаются по ТУ 16-517.685-77 Транс-
форматоры серии ТМИН. По отдельному заказу выпускаются
трансформаторы ТМПЭ/3-УХЛ1 (АО «Трансформатор», Толь-
ятти) и трансформаторы для УЭЦН в «сухом» исполнении (ООО
«Привод-ПЭУ», г. Лысьва).
Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах
с умеренным или холодным климатом в условиях, соответству-
ющих ГОСТ 15150-69 при высоте над уровнем моря не более
1000 м на открытом воздухе.
Структура условного обозначения трансформатора типа
ТМПН по ТУ 16-517.685-77 представлена на рис. 5.114.
Основные технические характеристики трансформаторов
представлены в табл. 5.53 и 5.54 и на рис. 5.115—5.116 [22].
549
ТМ ПН -XX /XX -XX XI
Климатическое исполнение и
категория размещения по
ГОСТ 15150-69_____________
______Год выпуска рабочих чертежей
Номинальное напряжение
_____________обмотки ВН в вольтах______
Номинальная мощность в
_________________________киловольтамперах__________
Для погружения электронасо-
___________________________________________________сов добычи нефти_
Естественная циркуляция воз-
_______________________________духа и масла______________
Трехфазный
Рис. 5.114. Условное обозначение трансформатора
Рис. 5.115. Общий ввд трансформаторов ТМПН-40, ТМПН-63:
1 — салазки; 2 — заземление, 3 — табличка; 4 — крюк для подъема трансформа-
тора; 5 — воздухоосушитель; 6 — маслорасширитель; 7 — маслоуказатель; 8 —
короб; 9 — крышка короба, 10 — вводы; 11 — термометр; 12 — гайка; 13 — скоба,
14— пластина; 15 — бак; 16— пробка сливная; 17— скоба; 18 — переключатели
550
Основные технические характеристики трансформаторов типа ТМПН
Таблица 5.53
Тип трансформатора	Ном. мощ. кВА	Ном. напр., В		Напряжение ступеней регулирования, В	Масса, кг, не более			
		пер- вич.	втор.		бака	масла	актив- ной части	полная
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ТМПН-40/463-73У1 ТМПН-40/463-73ХЛ 1	40	380	463	495-463-432-401-370	60	160	230	550
ТМПН-63/611-73У1 ТМПН-63/611-73ХЛ1	63	380	611	675-643-611-584-549 -517-483-455-423-391	90	170	285	650
ТМПН-63/856-73У1 ТМПН-63/856-73ХЛ1	63	380	856	1023-982-941-900-856 -824-781-739-698-657	90	170	285	650
ТМПН-100/736-73У1 ТМПН-100/736-73ХЛ1	100	380	736	736-708-681-649-620- 592-562-530-502-475	95	210	365	800
ТМПН-100/844-73У1 ТМПН-100/844-73ХЛ1	100	380	844	958-920-882-844-810- 782-747-709-671-633	95	210	365	800
ТМПН-100/1170-73У1 ТМПН-100/1170-73ХЛ1	100	380	1170	1170-1108-1045-983- 920	95	210	365	800
Продолжение табл. 5.53
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ТМПН-100/1610-73У1 ТМПН-100/1610-73ХЛ1	100	380	1610	1610-1525-1440-1355-1270	95	210	365	800
ТМПН-100/1980-73У1 ТМПН-100/1980-73ХЛ1	100	380	1980	2210-2095-1980-1865-1750	95	210	365	800
ТМПН-160/1090-73У1 ТМПН-160/1090-73ХЛ1	160	380	1090	1136-1090-1045-1007 -965-927-885-847-802-756	155	285	570	1100
ТМПН-160/2050-74У1 ТМПН-160/2050-74ХЛ1	160	380	2050	2200-2125-2050-1975- 1900	155	285	570	1100
ТМПН-200/6-73У1 ТМПН-200/6-73ХЛ1	200	6000	2050	2200-2125-2050-1975- 1900	175	285	570	1400
ТМПН-400/6-75У1 ТМПН-440/6-75ХЛ1	320	6000	2131	2355-2291-2235-2182- 2131-2074-2028-1984- 1942-1898	400	500	1070	2150
ТМПН-400/6-75У1 ТМПН-440/6-75ХЛ1	400	6000	2178	2500-2411-2328-2250-2178- 2105-2042-1982-1925-1872	400	500	1140	2250
Таблица 5.54
Габаритные и установочные размеры трансформаторов типа ТМПН
Номинальная мощность, кВА	не более				
	Н	В	Ь	А	А
40	1400	600	1150	500	480
63	1500	650	1150	500	480
100	1550	850	1250	550	480
160	1600	1050	1350	550	550
200	1760	1140	1350	550	550
320, 400	1900	1080	1400	660	580
Рис. 5.116. Общий вид трансформаторов ТМПН-100, ТМПН-160, ТМПН-200:
1 — салазки; 2 — заземление; 3 — табличка; 4 — крюк для подъема транс-
форматора; 5 — воздухоосушитель; 6 — маслорасширитель; 7 — масло-
указатель; 8 — крышка короба; 9 — короб; 10 — вводы; 11 — термометр;
12 — гайка; 13 — скоба; 14 — пластина; 15 — бак; 16 — пробка сливная;
77 — переключатель, 18 — фильтр термосифонный, 19 — скоба
553
Устройство трансформатора
Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высо-
кого напряжения (ВН) и низкого напряжения (НН), бака, крыш-
ки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, переключа-
теля (переключатели).
Магнитопроводы трансформаторов стержневого типа соби-
раются из холоднокатаной электротехнической стали.
Обмотки трансформатора ТМПН-40 — ТМПН-200 многослой-
ные цилиндрические изготовлены из провода АПБ ГОСТ 16512-70.
Отводы ВН выполняются проводом, отводы НН — алюминие-
выми шинами. Обмотки трансформаторов типа ТМПН-400 вы-
полнены из медных проводов ПБ ГОСТ 16512-70.
Бак трансформатора сварной овальной формы заполняется
трансформаторным маслом ГОСТ 982-68 или ГОСТ 10121-76,
имеющим пробивное напряжение не ниже 40 кВ. Трансформато-
ры ТМПН-63 снабжены ребристыми охладителями, а ТМПН-100,
ТМИН-160, ТМПН-200, ТМПН-400 - радиаторными [24].
К верхней части бака приварены крюки для подъема со-
бранного и залитого маслом трансформатора. В нижней части
бака имеется узел заземления и сливная пробка. Конструкция
пробки позволяет при частичном отворачивании ее брать пробу
масла.
В трансформаторах ТМПН-160, ТМПН-200, ТМПН-400 име-
ется термосифонный фильтр, предназначенный для непрерыв-
ной очистки трансформаторного масла от продуктов окисления в
процессе эксплуатации трансформатора. Он представляет собой
трубу, в которой помещается решетка с силикагелем. В этих транс-
форматорах в дне бака имеется пробка для удаления продуктов
окисления и остатков масла. В трансформаторах ТМПН-400 на
стенку бака со стороны высокого напряжения выведены приво-
ды валов блока переключателей.
К дну бака приварены салазки с отверстиями для крепления
трансформатора к фундаменту. Салазки используются также для
перемещения трансформатора.
На крышке бака смонтированы:
а) приводы переключателей ответвлений обмоток ВН транс-
форматоров ТМПН-40 — ТМПН-200. Переключатели предназ-
554
начены для регулирования напряжения без возбуждения (ПБВ);
б) термометр для измерения температуры верхних слоев масла;
в)	съемные вводы ВН и НН, допускающие замену изоляторов
без подъема активной части;
г)	защитный кожух, который защищает вводы от механичес-
ких повреждений и возможности случайного прикосновения к
токоведущим частям;
д)	расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем. Воз-
духоосушитель предназначен для предотвращения попадания в
трансформатор влаги и промышленных загрязнений, поступаю-
щих в трансформатор вместе с воздухом при колебаниях темпе-
ратуры масла.
Конструктивно воздухоосушитель представляет собой трубу с
масляным затвором. Верхний прозрачный колпачок заполняет-
ся силикагелем-индикатором по ГОСТ 8984-75, а труба — цео-
литом или силикагелем.
Активная часть трансформатора жестко закреплена в баке.
Конструкция зажимов на шпильках вводов обеспечивает подсо-
единение жил кабеля без напаивания наконечников.
Сливная пробка бака и крышка бака трансформатора пломби-
руется. Для обеспечения герметичности разъемных частей транс-
форматора применяются уплотнения из маслостойкой резины.
Трансформатор типа ТМПЭ-100/3-УХЛ1 имеет 32 ступени
переключения вторичного напряжения от 419 до 2411 В. Необ-
ходимый уровень напряжения выбирается тремя переключателя-
ми, расположенными на верхней крышке бака трансформатора.
Трансформатор имеет габариты 1750x1400x900 мм и полную
массу около 1100 кг, из которых около 300 кг приходится на масло.
Трансформатор для питания погружных электродвигателей,
выполненный в «сухом» варианте (ТСПН-100), т.е. без охлажда-
ющего трансформаторного масла, имеет 16 ступеней регулиро-
вания напряжения — в В: 620, 686, 752, 818, 884, 950, 1016, 1082,
1148, 1214, 1280, 1347, 1413, 1479, 1545, 1603 [22].
Трансформаторы фирмы REDA
Фирмой REDA выпускаются трансформаторы трехфазные,
двухобмоточные, экранированные, с медной обмоткой, оснащен-
ных коробкой трансформаторного ввода и фильтром, с напря-
555
жением первичной обмотки 380 В, номинальная мощность транс-
форматоров составляет от 50 до 300 кВА и с интервалом напря-
жений на вторичной обмотке от 480 до 3811 В. Масса трансфор-
маторов составляет от 975 до 2155 кг [22].
Трансформаторы фирмы Centrilift
Массогабаритные характеристики трансформаторов для УЭЦН
фирмы Centrilift представлены в табл. 5.55 [22].
Таблица 5.55
Массогабаритные характеристики трансформаторов фирмы Centrilift
Мощ- ность, кВА	Высота		Ширина		Глубина		Вес	
	ДЮЙМ	м	ДЮЙМ	м	ДЮЙМ	м	фунты	КГ
42	33	0,84	28	0,71	16	0,41	660	295
62	33	0,84	30	0,76	20	0,51	899	408
83	37	0,94	34	0,86	20	0,51	1120	508
104	38	0,97	38	0,97	22	0,56	1261	572
125	38	0,97	38	0,97	22	0,56	1400	635
167	38	0,97	45	1,14	25	0,64	1881	853
208	43	1,09	45	1,14	25	0,64	2590	1175
Для комплектации устройств регулирования скорости враще-
ния двигателей фирма Centrilift выпускает трансформаторы, ха-
рактеристики которых представлены в табл. 5.56 [22].
Таблица 5.56
Технические характеристики трансформаторов фирмы Centrilift
для комплектации устройств регулирования скорости вращения двигателей
Мощ- ность, кВА	Высота		Ширина		Глубина		Вес		Прибл диапазон напряж втор обмотки, В
	ДЮЙМ	М	ДЮЙМ	М	ДЮЙМ	М	фунты	КГ	
55	53	1,35	42	1,07	37	0,94	2390	1084	400-1350
83	51	1,30	42	1,07	37	0,94	2850	1293	600-1500
108	51	1,30	42	1,07	37	0,94	2850	1293	750-2200
166	58	1,47	44	1,12	47	1,19	3855	1749	1000-3000
216	58	1,47	44	1,12	47	1,19	4220	1914	1000-2800
291	72	1,83	46	1,17	58	1,47	6310	2862	1000-3200
333	71	1,80	50	1,27	58	1,47	6830	3098	1000-3200
416	76	1,93	50	1,27	62	1,57	8300	3765	1000-3200
556
5.2.4.5. Кабельные линии установок ЭЦН
Кабельные линии предназначены для подачи электроэнергии
с поверхности земли (от комплектных устройств и станций уп-
равления) к погружному электродвигателю
К кабельным линиям предъявляются достаточно жесткие тре-
бования — малые электрические потери, малые диаметральные
габариты, хорошие диэлектрические свойства изоляции, термо-
стойкость к низким и высоким температурам, хорошая сопро-
тивляемость воздействию пластовой жидкости и газа и т.д.
Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля
(круглого или плоского) и соединенного с ним плоского кабеля-
удлинителя с муфтой кабельного ввода.
Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обес-
печивается неразъемной соединительной муфтой (сросткой).
С помощью сростки могут быть соединены также участки ос-
новного кабеля для получения требуемой длины.
Кабельная линия на основной длине чаше всего имеет сече-
ние круглое или близкое к треугольному.
Для уменьшения диаметра погружного агрегата (кабель+цен-
тробежный насос) нижняя часть кабеля имеет плоское сечение
(см. рис. 5.3).
Кабель выпускается с полимерной изоляцией, которая наклады-
вается на жилы кабеля в два слоя. Три изолированные жилы кабеля
соединяются вместе, накрываются предохраняющей подложкой под
броню и металлической броней. Металлическая лента брони предох-
раняет изоляцию жил от механических повреждений при хранении и
работе, в первую очередь — при спуске и подъеме оборудования.
У погружного двигателя кабельная линия заканчивается штеп-
сельной муфтой, которая обеспечивает герметичное соединение
с обмоткой статора двигателя.
Верхний конец кабельной линии проходит через специаль-
ное устройство в оборудовании устья скважины, которым обес-
печивается герметичность затрубного пространства, и соединя-
ется через клеммную коробку с электрической линией станции
управления или комплектного устройства. Клеммная коробка
предназначена для предупреждения попадания нефтяного газа
из полости кабельной линии в трансформаторные подстанции,
комплектные устройства и шкафы станций управления.
557
Кабельная линия в состоянии транспортирования и хране-
ния располагается на специальном барабане, используемом так-
же при спусках и подъемах установок на скважинах, профилак-
тических и ремонтных работах с кабельной линией.
Российские кабельные линии
Кабельные линии для установок УЭЦН(М) изготовляются по
техническим условиям ТУ 26-16-215-87 «Кабельные линии для
установок погружных насосов» и ТУ 3542-031-21945400-97 «Ка-
бельные линии и удлинители к кабельным линиям для устано-
вок погружных электронасосов».
Основные технические характеристики кабельных линий см.
в табл. 5.57 [22].
Технические условия ТУ 26-16-215-87 на кабельные линии типа
К43 предусматривают 120 типоразмеров кабельных линий длиной
от 515 до 2450 м и сечением основных кабелей от 10 до 50 мм2.
Таблица 5.57
Технические условия на кабельные линии типа К43
Наименование параметра	Тип кабельной линии (технические условия)	
	К43 (ТУ 26-16-215-87)	Модификации КК и КП (ТУ 3542-031-21945400-97)
Рабочее напряжение, кВ	2,5	2,5
Максимально допустимая тем- пература скважинной среды, “С	90	90 (70)
Минимально допустимая тем- пература при динамических изгибах и перемотках, °C	-40	-40
Максимально допустимый газовый фактор в среде, м/кг	0,25	0,5
Максимально допустимое со- держание сероводорода в скважинной среде, г/л	0,01	0,01
Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа	25	25
Примечание. В скобках указана максимально допустимая температура сква-
жинной среды для кабельных линий с кабелем-удлинителем марки КПБП.
558
В качестве основных кабелей К43 могут использоваться кабе-
ли марок КПБК, КПБП и КПОБП (ТУ 16-505.129-82 «Кабели с
полиэтиленовой изоляцией для погружных электронасосов») с
полиэтиленовой изоляцией, предназначенные для работы при
температуре окружающей среды до 90 °C.
Допускается взамен кабелей КПБК и КПБП использование
сабелей марок КППБК и КППБП (ТУ 16.К73.017-89 «Кабели с
олипропиленовой изоляцией для погружных электронасосов»),
1 редназначенных для работы при температуре окружающей сре-
; ы до 95 °C.
Для скважин с температурой среды более 95 °C в качестве
с зновных должны использоваться теплостойкие кабели марок
I ЛБПТ, КПОБПТ и КППБПТ (ТУ 16.К13-012-92 «Кабели с
олиэтиленовой изоляцией для погружных электронасосов теп-
юстойкие») с изоляцией из сшитого полиэтилена, предназна-
ченные для работы при температурах окружающей среды до 110
и 120 °C, а также кабели марок КПБТ, КЭПБТ, КПБПТ и
КЭПБПТ (ТУ 16.К56.025-97 «Кабели с полипропиленовой изоля-
цией для погружных электронасосов теплостойкие»), предназна-
ченные для работы при температуре окружающей среды до 110 °C.
В качестве кабеля-удлинителя кабельных линий К43 предус-
мотрен кабель марки КФСБ (ТУ 16.К71-014-88 «Кабели тепло-
стойкие для погружных электронасосов») с изоляцией из поли-
имидно-фторопластовой пленки и фторсополимера, предназна-
ченный для работы при температуре до 160 °C. Взамен кабеля
КФСБ допускается использование кабелей КПБПТ, КПОБПТ,
КЭПБПТ и КППБПТ. Возможно также использование в качестве
удлинителей кабелей КПБП и КППБП. При этом температуры
откачиваемой установками жидкости должны быть не более:
— для установок группы 5 с электродвигателями мощностью до
32 кВт - 70 °C;
—	для установок групп 5 и 5а с электродвигателями мощностью
от 45 до 125 кВт — 75 °C;
—	для установок группы 6 с электродвигателями мощностью от
90 до 250 кВт - 80 °C.
Пример условного обозначения при заказе и в документации
кабельной линии типа К43 с основным кабелем марки КПБК
сечением жил 16 мм2 длиной 1300 м и кабелем-удлинителем марки
КФСБ сечением жил 10 мм2: К 43.000-49 ТУ 26-16-215-87.
559
ОАО «АЛНАС» изготовляются кабельные линии модифика-
ций КК и КП (ТУ 3542-031-21945400-97) сечениями основных
кабелей от 10 до 25 мм2 [24].
В качестве основного кабеля линий КК используется круг-
лый кабель марки КПБК, линий КП — плоский кабель марки
КПБП.
В качестве кабелей-удлинителей этих линий используются
кабели марок КППБПТ или КПБП.
В зависимости от марок и сечений основного кабеля, а также
марок, сечений и длины кабеля-удлинителя ТУ 3542-031-
21945400-97 предусматривают 32 исполнения кабельных линий.
При этом длина основного кабеля устанавливается по требова-
нию заказчика от 50 до 2400 м.
Технические условия ТУ 3542-031-21945400-97 предусмат-
ривают также изготовление и поставки удлинителей с муфтами
(12 типоразмеров в зависимости от марки, сечения и длины ка-
беля-удлинителя).
Структура условного обозначения кабельных линий модифи-
каций КК и КП по ТУ3542-031-21945400-97 представлена на
рис. 5.117 [22].
К X -XX - ХХХХ -У X -XX /XX
”[___________________________________________Кабельная линия_______
Конструкция основного
кабеля: плоский - П,
________________________________________круглый — К___________
Сечение жил основного
__________________________________кабеля, мм2___________
Длина основного кабе-
___________________________ля, м_________________
_________________________________________________Удлинитель_
Условное обозначение
________________марки кабеля-удлинителя
__________Длина удлинителя, м
Сечение жил удлините-
ля, мм2
Рис. 5.117. Условное обозначение кабельной линии
>'560
Пример условного обозначения при заказе, в технической
документации кабельной линии из плоского кабеля сечением
жил 16 мм2 длиной 1600 м с удлинителем из кабеля КППБПТ
длиной 25 м сечением жил 10 мм2:
КП-16-1600-У2-25/10 ТУ3542-031-21945400-97.
Основные конструкции кабелей для работы УЭЦН представ-
лены на рис. 5.118.
Пример условного обозначения кабеля марки КФСБ с мед-
ными жилами, изоляцией из полимидно-фторопластовой плен-
ки и фторсополимера, со свинцовыми оболочками поверх изо-
ляции жил, бронированного, плоского, теплостойкого, сечени-
ем жил 6 мм2, на рабочее напряжение 2500 В при его заказе и в
документации:
Кабель КФСБ 3x6 2500 ТУ 16.К71-014-88.
Пример условного обозначения кабеля марки КППБП с мед-
ными жилами, изоляцией из полипропилена, бронированного,
плоского, сечением жил 16 мм2, на рабочее напряжение 3300 В
при его заказе и в документации:
Кабель КППБП 3x16 ТУ 16.К73.017-89.
Кабели марок КПБК, КПБП и КПОБП
Конструкции кабелей КПБК (круглого), КПБП и КПОБП
(плоских) показаны на рис. 5.118, а, в, з [24], где
1	— медная однопроволочная жила;
2	— первый слой изоляции из полиэтилена высокой плотности;
3	— второй слой изоляции из полиэтилена высокой плотности;
4	— подушка из прорезиненной ткани или равноценных за-
меняющих материалов.
В кабеле КПОБП роль подушки выполняет общая оболочка
из композиции полиэтиленов высокой и низкой плотностей;
5	— броня из стальной оцинкованной ленты S — образного
профиля (для кабеля КПБК) или ступенчатого профиля (для
кабелей КПБП и КПОБП).
Расчетные зависимости длительно допустимых токовых на-
грузок кабелей КПБК и КПБП от температуры скважинной среды
(смеси жидкости и газа) представлены на рис. 5.119 [22].
36 Ивановский
561
Pfofc 5.118. Конструкции кабелей для установок
погружных электронасосов
35 40	50	60	70	80	90 95 100
Температура среды, °C
Рис. 5.119. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля КПБК и КПБП
от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа).
Цифрами обозначены сечения (мм2)
1 - 10, 2 - 16, 3 - 25, 4 - 35, 5 - 50
Основными производителями кабелей КПБК и КПБП явля-
ются: АО «Кавказкабель», АО «Камкабель», АО «Подольск-ка-
бель», ЗАО «Сибкабель», АО «Роскат». Кабель КПОБП может
также производиться ЗАО «Сибкабель» и АО «Роскат».
Кабели марок КППБК и КППБП
Конструктивные исполнения кабелей КППБК и КППБП
аналогичны конструктивным исполнениям кабелей КПБК и
КПБП.
Медные однопроволочные жилы кабелей КППБК и КППБП
покрыты оловянно-свинцовым припоем или полиэтилентереф-
талатной пленкой.
Первый слой изоляции жил выполнен из полипропилена, вто-
рой — из полипропилена или полиэтилена высокой плотности.
Расчетные зависимости длительно допустимых токовых на-
грузок кабелей КППБК и КППБП от температуры скважинной
среды (смеси жидкости и газа) представлены на рис. 5.120 [22].
Производителем кабелей КППБК и КППБП является ЗАО
«Сибкабель».
563
Кабели марок КПОБПТ, КПБПТ и КППБПТ
Конструкция кабеля КПОБПТ показана на рис. 5.118, з, где
1 — медная однопроволочная жила;
2 — первый слой изоляции из сшитого полиэтилена высокой
плотности;
3 — второй слой изоляции из сшитого полиэтилена высокой
плотности;
Температура среды, °C
Рис. 5.120. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля КППБК
и КППБП от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 10; 2 — 16; 3 — 25; 4—35
1 Конструктивные исполнения кабелей КПБПТ и КППБПТ
аналогичны конструктивному исполнению кабеля КПБП.
Первый слой изоляции жил кабелей КПБПТ и КППБПТ вы-
полнен из сшитого полиэтилена высокой плотности. Второй слой
изоляции выполнен из сшитого полиэтилена высокой плотности (у
кабеля КПБПТ) и сополимера полипропилена (у кабеля КППБПТ).
Расчетные зависимости длительно допустимых токовых на-
грузок кабелей КПБПТ, КПОБПТ и КППБПТ от температуры
скважинной среды (смеси жидкости и газа) представлены на рис.
5.121 и 5.122 [22].
564
Рис. 5.121. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля КПБПТ
и КПОБПТ от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 10; 2— 16
Температура среды, °C
’ Рис. 5.122. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля КППБПТ
от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 7 — 10; 2 — 16
565
Производители кабелей КПОБПТ, КПБПТ и КППБПТ —
АО «Подольсккабель» и АО «Камкабель».
Кабели марок КПБТ, КПБПТ, КЭПБТ и КЭПБПТ
Конструктивные исполнения кабелей КПБТ и КЭПБТ ана-
логичны конструктивным исполнениям кабеля КПБК, кабелей
КПБПТ и КЭПБПТ - кабеля КПБП.
Медные однопроволочные жилы кабелей КПБТ и КПБПТ
покрыты пленочной изоляцией, кабелей КЭПБТ и КЭПБПТ —
эмалевой изоляцией.
Первый основной слой изоляции жил выполнен из модифи-
цированного сополимера пропилена с этиленом, второй основ-
ной слой (оболочка) — из блоксополимера пропилена с этиленом.
Производит кабели КПБТ, КПБПТ, КЭПБТ и КЭПБПТ ЗАО
«Сибкабель».
Удлинитель с муфтой ,
Кабелъ-удлинителъ марки КФСБ
Расчетная зависимость длительно допустимых токовых на-
грузок кабеля-удлинителя КФСБ от температуры скважинной
среды (жидкости) представлена на рис. 5.123 [22].
Рис. 5.123. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля-удлинителя КФСБ
от температуры скважинной среды (жидкости).
Цифрами обозначены сечения (мм2) 1 — 6, 2 — 10, 3 — 16
566
Конструкция кабеля КФСБ показана на рис. 5.118, ж, где
7 — медная однопроволочная жила;
2	— первый слой изоляции из полиимидно-фторопластовой
пленки;
3	— второй слой изоляции из фторсополимера;
4	— оболочка из свинца;
5	— подушка из прорезиненной ткани;
6	— броня из стальной оцинкованной ленты ступенчатого
профиля.
Производитель кабеля КФСБ — АО «Подольсккабель» в коо-
перации со специализированными кабельными предприятиями.
Кабели-удлинители марок КПБПТ, КПОБПТ,
КППБПТ, КПБП, КЭПБПТ и КППБП
Конструкции, основные технические характеристики, конст-
руктивные показатели и производители кабелей КПБПТ,
КЭПБПТ, КПОБПТ, КППБПТ, КПБП и КППБП представле-
ны в предыдущем разделе.
Расчетные зависимости длительно допустимых токовых нагру-
зок кабелей-удлинителей КПБПТ, КПОБПТ, КППБПТ, КПБП
и КППБП от температуры скважинной среды (жидкости) пред-
Рис. 5.124. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля-удлинителя
КПБПТ и КПОБПТ от температуры скважинной среды (жидкости).
Цифрами обозначены сечения (мм2) 1 — 6, 2 — 10, 3 — 16
567
Рис. 5.125. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля-удлинителя
КППБПТ от температуры скважинной среды (жидкости).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 7 — 6; 2 — 10; 3 — 16
Температура среды, °C
Рис. 5.126. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля-удлинителя
КПБП от температуры скважинной среды (жидкости).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 6; 2 — 10; 3 — 16; 4—25; 5—35
568
Рис. 5.127. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля-удлинителя
КППБП от температуры скважинной среды (жидкости).
Цифрами обозначены сечения (мм2): I — 6; 2 — 10; 3 — 16; 4 — 25
Данные зависимости позволяют выбрать марку и сечение ка-
беля-удлинителя взамен кабеля КФСБ применительно к требуе-
мым условиям эксплуатации в скважине.
Муфта кабельного ввода (рис. 5.128) устанавливается на кон-
це кабеля-удлинителя, присоединяемом к погружному электро-
двигателю.
Муфта кабельного вода имеет металлический корпус 2, при-
паянный к броне кабеля-удлинителя 7, изолированные жилы
которого герметически заделаны в корпусе с помощью резино-
вого уплотнителя 4, зажатого между шайбами 3 и 5 гайкой 6. На
концах токопроводящих жил кабеля закреплены с помощью резь-
бовых соединений штепсельные наконечники 7, при этом по-
верхности резьб токопроводящих жил покрыты припоем для
обеспечения надежности электрического контакта. Резьбовые
соединения позволяют восстанавливать присоединительные раз-
меры муфт при усадках изоляции жил кабеля и осевых смеще-
ниях самих жил без переделки муфты. При потере герметичнос-
ти муфта может быть восстановлена поджатием уплотнителя 4
через шайбу 5 гайкой 6.
569
Рис. 5.128. Муфта кабельного ввода кабельной линии типа К43:
1 — кабель-удлинитель; 2 — корпус; 3 — шайба, 4 — уплотни-
тель; 5 — шайба, 6 — гайка; 7 — наконечник штепсельный
В состоянии хранения и транспортирования муфта кабельно-
го ввода герметически закрывается транспортировочной крыш-
кой (на рисунке не показана).
Изготовление муфты производится согласно документации
К38.000И, разработанной ОАО «ОКБ БН-КОННАС» [22, 24].
Муфты кабельного ввода аналогичных конструкций исполь-
зуются также в удлинителях, изготавливаемых АО «АЛНАС».
Сростка кабелей
Сращивание кабелей кабельной линии К43 производится со-
гласно документации 1К23.000 Д2, разработанной ОАО «ОКБ
БН-КОННАС» [22].
Соединение токопроводящих жил сращиваемых кабелей мо-
жет осуществляться пайкой оловянно-свинцовым припоем с
использованием медных гильз, опрессовкой с использованием
медных гильз, а также пайкой с применением медно-фосфор-
ных припоев.
Места соединений токопроводящих жил заполняются само-
слипающейся лентой типа ЛЭТСАР, накладываемой до диамет-
ра, равного диаметру изолированных жил кабелей. Поверх за-
полнений накладываются еще два слоя ленты ЛЭТСАР, пере-
крывающие заполнения на 20 мм в каждую сторону.
Изолирование мест соединений жил осуществляется липкой
нефтестойкой фторопластовой пленкой Ф-4ЭО-ЛН (ТУ 6-05-
2004-86 «Пленка фторопластовая липкая нефтестойкая»), накла-
дываемой поверх ленты ЛЭТСАР в 4 слоя с перекрытием каждо-
го предыдущего слоя изоляции на 10 мм в каждую сторону.
Допускается замена ленты ЛЭТСАР пленкой Ф-4ЭО-ЛН.
Поверх уложенных вместе срощенных изолированных жил
кабелей накладывается подушка из двух слоев стеклоленты и
броня из стальной оцинкованной ленты S-образного профи-
ля. Концы бронеленты припаиваются к броне сращиваемых
кабелей.
Максимально допустимые поперечные размеры сросток ка-
белей см. табл. 5.58.
Сращивание кабелей кабельных линий АО «АЛНАС» произ-
водится по аналогичной технологии.
571
Размеры сросток кабельных линий
Таблица 5.58
Число жил х сечение, мм2*	Поперечные размеры сросток, не более, мм	
	круглого кабеля	плоского кабеля
3x10	39	25 х 50
3x16	39	25 х 50
3x25	44	30x64
3x35	44	30 х 64
3x50	50	30 х 64
* При сращивании кабелей разновеликих сечений поперечный размер срост-
ки контролируется по кабелю большего сечения.
Контрольные испытания кабельных линий
Контрольные испытания кабельных линий К43 предусматри-
вают следующие виды испытаний:
—	проверка целостности токопроводящих жил и их соединений;
—	испытания электрической прочности изоляции;
—	измерение токов утечки при испытаниях электрической проч-
ности изоляции напряжением постоянного тока;
—	измерение сопротивления изоляции;
—	проверка присоединительных размеров муфты кабельного ввода;
—	испытания муфты кабельного ввода на герметичность. Целос-
тность токопроводящих жил и их соединений между кабелями
и со штепсельными наконечниками в муфте кабельного ввода
проверяется с помощью мегаомметра, установленного на из-
мерение наименьших величин электрического сопротивления,
при этом значения проверяемого параметра должны быть рав-
ны нулю.
Кабельная линия должна выдерживать испытательное напря-
жение б кВ переменного тока частотой 50 Гц или 10 кВ постоян-
ного тока в течение 5 мин после выдержки в воде не менее од-
ного часа. При испытаниях электрической прочности изоляции
постоянным током токи утечки кабельной линии должны быть
более 1 • 10'5 А/км. Приведенные значения токов утечки опреде-
ляются по формуле
1=1 /L,
изм '	’
f
572 ;
где I — значение тока утечки, приведенное к единице длины, А;
I изм — замеренное значение тока утечки, А;
L — длина кабельной линии, км.
Электрическое сопротивление изоляции кабельной линии
должно быть не менее 1200 МОмкм. Приведенные значения
сопротивления изоляции определяются по формуле
R = R L ,
изм ’
где R — значение сопротивления изоляции, приведенное к
единице длины, МОм;
R изм — замеренное значение сопротивления изоляции, МОм;
L — длина кабельной линии, км.
Все электрические испытания кабельных линий за исключе-
нием проверки целостности жил проводятся при температуре
окружающей среды 20 ± 10 °C [24].
Присоединительные размеры муфты кабельного ввода долж-
ны соответствовать размерам рис. 5.128.
Муфта кабельного ввода должна выдерживать со стороны
штепсельных наконечников давление трансформаторного масла
1 МПа в течение 20 мин или давление воздуха 0,3 МПа в тече-
ние 5 мин.
Виды и нормы испытаний кабельных линий АО «АЛНАС»
аналогичны соответствующим видам и нормам для кабельных
линий К43.
Упаковка
Кабельные линии К43 наматываются на металлические свар-
ные или сборно-разборные барабаны, при этом последние ис-
пользуются в качестве возвратной тары.
Основные размеры барабанов для кабельных линий К43 при-
ведены табл. 5.59 [22].
Таблица 5.59
Барабаны для намотки кабеля
Диаметр щеки, мм	Диаметр шейки, мм	Длина шейки, мм
1700	760 (900)	1000
1925	760 (900)	1000
2250	760 (900)	1000
573
Для кабельных линий с кабелями сечениями до 35 мм2 при-
меняются барабаны с диаметром шейки 760 мм, для кабельных
линий сечением 50 мм2 должны использоваться барабаны с диа-
метром шейки 900 мм.
Кабельные линии, изготавливаемые АО «АЛНАС», наматы-
ваются на металлические сборно-разборные барабаны соответ-
ствующих размеров.
Кабельные линии фирмы REDA
Фирма REDA предлагает широкую номенклатуру кабель-
ных линий и кабелей для установок погружных электронасо-
сов. В зависимости от типов и марок применяемых кабелей
обеспечиваются требуемые характеристики кабельных линий
REDA.
Конструкции и материалы кабелей фирмы REDA обеспечи-
вают высокие эксплуатационные качества кабельных линий при
работе в сильно загазованных и химически агрессивных сква-
жинных средах. Это достигается применением специальных ма-
териалов для оболочек, конструкциями бандажей, использова-
нием двухслойной брони и бронелент из гальванически оцинко-
ванной стали или монель-металла.
В качестве основных кабелей фирмой REDA используются
кабели типов Redalene (рабочая температура изоляции до 96 °C),
Redahot (рабочая температура изоляции до 177 °C), Redablack
(рабочая температура изоляции до 204 °C) и Redalead (рабочая
температура изоляции до 232 °C).
В кабельных линиях REDA нередко используются основные
кабели, составленные из отрезков кабелей разных типов, напри-
мер, теплостойкого кабеля Redalead (в нижней части основного
кабеля) и кабеля Redalene (в верхней его части).
В качестве кабелей-удлинителей кабельных линий REDA ис-
пользуются кабели типа Motorlead с рабочей температурой изо-
ляции до 232 °C.
Каждый тип кабелей REDA имеет свою группу кабелей, раз-
личных по конструктивному исполнению и соответственно мар-
кам и обозначениям.
Порядок образования марок и обозначений кабелей REDA
приведен в табл. 5.60 [22, 28].
574
Таблица 5.60
Кабели фирмы REDA
Элемент конструкции, параметр	Обозначение, материал, исполнение	Примечание
Изоляция	Р — сополимер полипропилена (вариант обозначения РРЕ), Е — этиленпропилендиеновый каучук EPDM, КЕ — полиимидно- фторопластовая пленка и этиленпропилендиеновый каучук EPDM	
Оболочка	О — резина на основе нит- рильного каучука Е — этиленпропилендиеновый каучук EPDM L — свинцовый сплав	Г
Бандаж	В — оплетка из химически стойких нитей, ТВ — термостойкая пленка и оплетка из химически стойких нитей, F — термостойкая пленка	Для кабелей, имею- щих общую оболоч- ку, обозначение бан- дажа следует после обозначение изоля- ции
Броня	G — гальванически оцинкованная стальная лента, М — лента из монель-металла	
Рабочее напряжение, кВ	—	
Исполнение	R — круглый F — плоский	Может также указы- ваться перед обозна- чением брони
В конце марки (обозначения) кабеля или перед обозначени-
ем брони может быть указан размер его токопроводящих жил по
американской проволочной системе AWG. Соответствие приме-
няемых REDA размеров сечениям жил в мм2 (см. табл. 5.61.)
575
Размеры жил кабелей фирмы REDA
Таблица 5.6/
Размер по системе AWG	Сечение, мм2*
1	42,41 (42,4)	"
2	33,63 (33,6)
4	21,15 (21,2)	~~
6	13,30 (13,3)
* В скобках указаны округленные значения.
Пример условного обозначения кабеля Redalene с изоляцией
жил из сополимера полипропилена в общей оболочке из резины
на основе нитрильного каучука, в броне из гальванически оцин-
кованной стальной ленты, на рабочее напряжение 4 кВ, плоско-
го, сечением токопроводящих жил 13,3 мм2; Redalene (POF)G4F
size 6 или Redalene POF 6G4F.
Пример условного обозначения кабеля-удлинителя Motorlead
с изоляцией жил из полиимидно-фторопластовой пленки и эти-
лен-пропилендиенового каучука, с оболочками из свинцового
сплава и бандажами в виде оплеток из химически стойких ни-
тей, в броне из монель-металла на рабочее напряжение 5 кВ,
плоского, сечением токопроводящих жил 21,2 мм2: Motorlead
(KELB) M5F size 4 или Motorlead KELB 4M5F.
Для некоторых конструкций кабелей REDA в обозначениях
дополнительно указываются максимальные рабочие температу-
ры изоляции (°F). Например, RedablacK; (ETBE-400°)GST?
Основной кабель
Кабели Redalene
Конструкции кабелей Redalene РРЕО (круглого) и POF (плос-
кого) показаны на рис. 5.118, 6, г, где
1	— медная однопроволочная или многопроволочная жила с
покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2	— изоляция из сополимера полипропилена;
3	— оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
576
4	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
S-образного профиля (для кабеля РРЕО) или ступенчатого про-
филя (для кабеля POF).
Конструкция кабеля Redalene РОТВ показана на рис 5.118, к, где
7	_ медная однопроволочная или многопроволочная жила
с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2	— изоляция из сополимера полипропилена;
3	— оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
4	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
ступенчатого профиля.
Зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабе-
лей Redalene РРЕО и РОТВ от температуры скважинной среды
представлены на рис. 5.129 и 5.130 [22, 28].
Рис. 5.129. Зависимость допустимых токовых нагрузок
кабеля Redalene РРЕО от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2):
1 - 13,3; 2 - 21,2; 3 - 33,6; 4 - 42,4
Ивановский
577
250
Температура среды, °C
Рис. 5.130. Зависимость допустимых токовых нагрузок
кабеля Redalene РОТВ от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2):
1 - 13,3; 2 - 21,2; 3 - 33,6; 4 - 42,4
Кабели Redahot
Конструкции кабелей Redahot ЕТВО (круглого) и ETBOF
(плоского) показаны на рис. 5.118, е, з, где
1	— медная однопроволочная или многопроволочная жила с
покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
4	— оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
S — образного профиля (для кабеля ЕТВО) или ступенчатого
профиля (для кабеля ETBOF).
Зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабе-
лей Redahot ЕТВО от температуры скважинной среды представ-
лены на рис. 5.131 [22].
578
Рис. 5.131. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля
Redahot ЕТВО от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2)
1- 13,3; 2- 21,2; 3- 33,6, 4- 42,4
Кабели RedablacK
Конструкции кабелей RedablacK EER (круглого) и EEF (плос-
кого) показаны на рис. 5.118, б, г, где
7	— медная однопроволочная или многопроволочная жила с
покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3	— оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
4	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
S-образного профиля (для кабеля EER) или ступенчатого про-
филя (для кабеля EEF). Кабель EEF может иметь броню, выпол-
ненную из двух гальванически оцинкованных стальных лент.
Конструкция кабеля RedablacK EFE показана на рис. 5.118, е, где
1	— медная однопроволочная или многопроволочная жила с
покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
579
3	— бандаж из термостойкой пленки;
4	— оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
S-образного профиля.
Конструкции кабелей RedablacK ЕТВЕ-4000 (круглого) и
ETBEF-3000 (плоского) показаны на рис. 5.118, е, з, где
1	— медная однопроволочная или многопроволочная жила с
покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
4	— оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
S-образного профиля (для кабеля ЕТВЕ-4000) или ступенчатого
профиля (для кабеля ETBEF-3000).
Зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабе-
лей RedablacK EER и EEF от температуры скважинной среды
представлены на рис. 5.132 и 5.133.
Рис. 5.132. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля
RedablacK EER от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2):
1- 13,3; 2 - 21,2; 3- 33,6; 4 - 42,4
580
Температура среды, °C
Рис. 5.133. Зависимость допустимых токовых нагрузок
кабеля RedablacK EEF от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 13,3; 2 — 21,2; 3 — 33,6; 4 — 42,4
Кабели Redalead
Конструкция кабеля Redalead ELB показана на рис. 5.118, к, где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с
покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3	— оболочка из свинцового сплава;
4	— бандаж-оплетка из химически стойких нитей;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
ступенчатого профиля.
Конструкция кабеля Redalead ELTB показана на рис. 5.118, к, где
1	— медная однопроволочная или многопроволочная жила с
покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3	— оболочка из свинцового сплава;
4	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
ступенчатого профиля.
Примечание. Поверх свинцовых оболочек жил имеются бандажные оплетки
из химически стойких нитей (на рис. не показаны).
581
Конструкция кабеля Redalead ELBE показана на рис. 5.118, е, где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с
покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3	— оболочка из свинцового сплава и бандаж-оплетка;
4	— оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
S-образного профиля.
Зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабе-
лей Redalead ЕЕВи ELBE от температуры скважинной среды
представлены на рис. 5.134, а, б [22].
Кабели Redalead предназначены для эксплуатации в сильно
загазованных скважинных средах.
Температура среды, °C
Рис. 5.134. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Redalead
от температуры скважинной среды: а) кабель ELB; б) кабель ELBE.
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 13,3; 2 — 21,2; 3 — 33,6; 4— 42,4
582
Удлинитель с муфтой
Кабели-удлинители Motorlead
Конструкция кабеля Motorlead КЕОТВ показана на рис.
5.118, и, где
] — медная однопроволочная жила;
2	— первый слой изоляции из полиимидно-фторопластовой
пленки;
3	— второй слой изоляции из этиленпропилендиенового кау-
чука EPDM;
4	— оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
5	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
6	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
или ленты из монель-металла ступенчатого профиля.
Конструкция кабеля Motorlead KELB также показана на"рис.
5.118, и, где
1	— медная однопроволочная жила;
2	— первый слой изоляции из полиимидно-фторопластовой
пленки;
3	— второй слой изоляции из этиленпропилендиенового кау-
чука EPDM;
4	— оболочка из свинцового сплава;
5	— бандаж-оплетка из химически стойких нитей;
6	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
или ленты из монель-металла ступенчатого профиля.
Конструкция кабеля Motorlead KELTB аналогична конструк-
ции кабеля Motorlead КЕОТВ, при этом оболочки жил кабеля
KELTB выполнены из свинцового сплава.
Муфта кабельного ввода
В кабельных линиях REDA используются несколько вариан-
тов конструкций муфт кабельного ввода. Один из базовых вари-
антов муфты REDA показан на рис. 5.135 [22].
Муфта кабельного ввода имеет металлический корпус 2, при-
паянный к броне кабеля-удлинителя I, изолированные жилы
которого герметически заделаны в корпусе с помощью резино-
вого уплотнителя 5, зажатого между шайбами 4 и 6 гайкой 7.
583

Рис. 5.135. Муфта кабельного ввода кабеля-удлинителя Motorlead:
1 — кабель-удлинитель; 2 — корпус; 3 — бандаж;
4 — шайба; 5 — уплотнитель; 6 — шайба; 7 — гайка;
8 — наконечник штепсельный
Крепление корпуса к кабелю может также осуществляться (вза-
мен пайки) с помощью компаунда, заливаемого в хвостовую
полость корпуса муфты. Поверх оболочек и изоляции жил кабе-
ля наложены бандажи 3 из липкой нефтестойкой пленки (за
исключением участков жил, расположенных в зоне уплотнения).
Сопрягаемые поверхности уплотнителя, корпуса, шайб и жил
кабеля покрыты термостойким клеем.
На концах токопроводящих жил кабеля припаяны штепсель-
ные наконечники 8.
При потере герметичности муфта может быть восстановлена
поджатием уплотнителя 5 через шайбу 6 гайкой 7.
При хранении и транспортировке муфта кабельного ввода
герметически закрывается транспортировочной крышкой (на
рисунке не показана).
Сростка кабелей
Конструктивное и технологическое исполнения сростки ка-
белей REDA аналогичны исполнению российской сростки ка-
бельных линий типа К43 [22].
Соединение токопроводящих жил сращиваемых кабелей про-
изводится опрессовкой с использованием специальных медных
гильз.
Заполнение мест соединений токопроводящих жил и изоли-
рование участков сращивания жил оууществляется липкой лен-
той типа TEMP RC. Поверх этой ленты накладываются бандажи
из электроизоляционной фторопластовой ленты с нанесением
под каждый слой и поверх последнего слоя клея типа «Pliobond».
Возможны различные замены указанных материалов в зависи-
мости от типов сращиваемых кабелей и требований эксплуатации.
Поверх уложенных вместе срощенных изолированных жил
кабелей накладываются защитные покровы (подушка и броня).
Контрольные испытания кабельных линий
Виды контрольных испытаний кабельных линий REDA ана-
логичны видам контрольных испытаний кабельных линий типа
К43. Нормы сопротивления изоляции, электрической прочнос-
ти и токов утечки изоляции при испытаниях напряжением по-
стоянного тока также на уровне кабельных линий К43.
585
Испытания на герметичность муфты кабельного ввода про-
водятся со стороны штепсельных наконечников давлением воз-
духа 0,035, 0,07; 0,14; 0,21 и 0,28 МПа с выдержкой 1 мин при
каждой испытательной величине давления.
Упаковка
Кабельные линии REDA наматываются на металлические свар-
ные барабаны, основные размеры которых приведены в табл. 5.62.
Таблица 5 62
Основные параметры барабанов для намотки кабельных линий фирмы REDA
Номер барабана	Диаметр щеки, мм	Диаметр шейки, мм	Длина шейки, мм
1	1270	762	1016
2	1676	914	1016
3	1829	914	940
4	1981	1067	1448
5	2134	1067	1448
Примечание. Барабан № 3 может использоваться в российских кабеленама-
тывателях
Кабели фирмы Centrilift
Специально для российских условий эксплуатации фирма
Centrilift разработала ряд конструкций кабелей, предназначен-
ных для работы при высоких давлениях и газовом факторе сква-
жинной среды, низких температурах на поверхности скважин и
высоких темпах декомпрессии при подъемах установок [22].
Кабели Centrilift CPN
Конструкции кабелей CPN (круглого и плоского) показаны
на рис. 5.118, б, г, где
1	— медная однопроволочная жила, покрытая оловянно-свин-
цовым припоем;
2	— изоляция из сополимера полипропилена;
3	— оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
4	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
S-образного профиля (для круглого кабеля) или ступенчатого
профиля (для плоского кабеля).
586
Примечание. У плоского кабеля CPN взамен общей оболочки имеются от-
дельные оболочки на каждой жиле, выполненные из резины на основе нитриль-
ного каучука
Кабели Centrilift CTN
Конструкции кабелей Centrilift CTN аналогичны конструк-
циям Centrilift CPN, однако их теплостойкость и морозостой-
кость выше, чем у кабелей CPN.
Кабель Centrilift СТГ
Конструкция и технические характеристики кабеля Centrilift
СТТ аналогичны конструкции и техническим характеристикам
плоского кабеля Centrilift СТМ, однако он имеет меньшие, чем
у кабеля СТМ, наружные размеры и массу.
Кабели Centrilift CEE
Конструкция круглого кабзля СЕЕ показана на рис. 5.118, е, где
1	— медная однопроволочная жила, покрытая оловянно-свин-
цовым припоем;
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3	— бандаж из термостойкой пленки;
4	— оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
S-образного профиля.
Конструкция плоского кабеля СЕЕ показана на рис. 5 118, к, где
1	— медная однопроволочная жила, покрытая оловянно-свин-
цовым припоем;
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3	— оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
4	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
ступенчатого профиля.
Кабель Centrilift CEL
Конструкция кабеля СЕЕ показана на рис. 5.118, к, где
1	— медная однопроволочная жила, покрытая оловянно-свин-
цовым припоем,
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3	— оболочка из свинцового сплава;
587
4	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
ступенчатого профиля.
Кабель Centrilift CEL предназначен для эксплуатации в силь-
но загазованных скважинных средах.
Кабель-удлинитель Centrilift КТЗ
Конструкция кабеля-удлинителя КТЗ показана на рис.
5.118, и, где
1	— медная однопроволочная жила;
2	— первый слой изоляции из полиимидно-фторопластовой
пленки;
3	— второй слой изоляции из этиленпропилендиенового кау-
чука EPDM;
4	— оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
5	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
6	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
или ленты из монель-металла ступенчатого профиля.
Кабель-удлинитель Centrilift КНТ
Конструкция кабеля-удлинителя КНТ показана на рис.
5.118, д, где
1	— медная однопроволочная жила;
2	— первый слой изоляции из полиимидно-фторопластовой
пленки;
3	— второй слой изоляции из этиленпропилендиенового кау-
чука EPDM;
4	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
или ленты из монель-металла ступенчатого профиля.
Кабели фирмы Phillips Cables (Канада)
Кабели Devilene R (круглый) и Devilene F (плоский)
Конструкция кабеля Devilene R показана на рис. 5.118, б, Где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с
покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
588
2	— изоляция из сополимера полипропилена;
3	— оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
4	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
или ленты из монель-металла S-образного профиля; возможен
вариант ленты из нержавеющей стали.
Конструкция кабеля Devilene Fпоказана на рис. 5.118, к, где
1	— медная однопроволочная или многопроволочная жила
с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2	— изоляция из сополимера полипропилена;
3	— оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
4	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
или ленты из монель-металла ступенчатого профиля; возможен
вариант ленты из нержавеющей стали.
Зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабе-
лей Devilene R и Devilene F от температуры скважинной среды
представлены на рис. 5.136 и 5.137 [22].
Рис. 5.136. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Devilene R
от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2):
1 - 13,3; 2 - 21,2; 3 — 33,6, 4 - 42,4
589
Температура среды, °C
Рис. 5.137. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Devilene F
от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2).
7- 13,3; 2 - 21,2; 3 - 33,6, 4-42,4
Кабель Deviline
Конструкция кабеля Deviline показана на рис. 5.118, е, где
1	— медная однопроволочная или многопроволочная жила
(возможно покрытие проволок оловянно-свинцовым припоем);
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
4	— оболочка из резины на основе нитрильного каучука или
этиленпропилендиенового каучука EPDM;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
или ленты из монель-металла S-образного профиля; возможен
вариант ленты из нержавеющей стали.
Зависимость длительно допустимых токовых нагрузок кабе-
лей Deviline от температуры скважинной среды представлена на
рис. 5.138 [22].
590
Рис. 5.138. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Deviline
от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2) 1 — 13,3, 2 — 21,2, 3 — 33,6, 4 — 42,4
Кабель Deviline 400
Конструктивное исполнение кабеля Deviline 400 аналогично
конструктивному исполнению кабеля Devilene R. Изоляция жил
и оболочка кабеля Deviline 400 выполнены из этиленпропилен-
диенового каучука EPDM.
Зависимость длительно допустимых токовых нагрузок кабе-
лей Deviline 400 от температуры скважинной среды представле-
Рис. 5.139. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Deviline 400
от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2) 1 — 13,3; 2 — 21,2, 3 — 33,6, 4 — 42,4
591
Кабель Devilead
Конструкция кабеля Devilead показана на рис. 5.118, к, где
1	— медная однопроволочная или многопроволочная жила
(возможно покрытие проволок оловянно-свинцовым припоем);
2	— изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3	— оболочка из свинцового сплава;
4	— бандаж-оплетка из химически стойких нитей;
5	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
или ленты из монель-металла ступенчатого профиля; возможен
вариант ленты из нержавеющей стали.
Кабель Devilead предназначен для эксплуатации в сильно за-
газованных и химически агрессивных скважинных средах.
Зависимость длительно допустимых токовых нагрузок кабе-
лей Devilead от температуры скважинной среды представлена на
рис. 5.140 [22].
Рис. 5.140. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Devilead
от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2):
1 - 21,2, 2-33,6, 5—42,4
I
,592
Кабели предприятия ZTS
Кабели ЭПОП
Конструкции кабелей типа ЭПОП аналогичны конструкции
кабеля Redalead ELB.
Кабели типа ЭПОП предназначены для эксплуатации в силь-
но загазованных скважинных средах [24].
Кабель-удлинитель КЭПОП
Конструкция кабеля КЭПОП показана на рис. 5.118, и, где
1	— медная однопроволочная жила;
2	— первый слой изоляции из полиимидно-фторопластовой
пленки;
3	— второй слой изоляции из этиленпропилендиенового кау-
чука EPDM;
4	— оболочка из свинцового сплава;
5	— бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически
стойких нитей;
6	— броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
или ленты из монель-металла ступенчатого профиля.
Кабель ППНП и ЭПНП
Конструкция кабеля ППНП и ЭПНП аналогична конструк-
ции кабеля Redalene РОТВ, при этом изоляция жил кабеля ЭПНП
выполнена из этиленпропилендиенового каучука EPDM.
Кабель ЭПЭПП
Конструкция кабеля ЭПЭПП аналогична конструкции плос-
кого кабеля Centriline CEE.
Область допустимых токовых нагрузок кабелей ZTS показана
на рис. 5.141 [22].
Максимальные токовые нагрузки для кабелей ZTS приведе-
ны в табл. 5.63.
593
38 Ивановский
Глава II _________________________________________________________
Рис. 5.141. Область допустимых токовых нагрузок кабелей ZTS
Таблица 5.63
Максимальные токовые нагрузки для кабелей ZTS
Сечение токопро- водящих жил кабелей, мм2	Максимальные токовые нагрузки (А) для кабелей марок					
	ппнп	эпнп	эпэпп	эпоп	эпоп-в	кэпоп
10	30	30	30	50	—	—
133	45	45	45	—	50	65
16	50	50	50	80	—	—
21 2	60	60	60	—	67	—•
25	—	—	—	125	—	—
Кабели Шенъянского и Тянъзинското
кабельных заводов (КНР)
Кабель WQPN- 3 кУ
Конструкция кабеля WQPN аналогична конструкции кабеля
Redalene РОТВ, при этом бандажи поверх оболочек жил выпол-
нены из фторопластовой и нейлоновой лент.
Кабель WQPQ - 3 кУ
Конструкция кабеля WQPP аналогична конструкции кабеля
Redalead ELB, при этом изоляция жил выполнена из полипро-
пилена, а бандажи поверх оболочек — из нейлоновой ленты.
594
Кабель WQEQ - 3kV
Конструкция кабеля WQEQ аналогична конструкции кабеля
Redalead ELB, при этом бандажи поверх оболочек жил выполне-
ны из нейлоновой ленты.
Кабель-удлинитель WQJYEQ — 3 kV
Конструкция кабеля WQJYEQ аналогична конструкции ка-
беля Motorlead KELB, при этом бандажи поверх оболочек жил
выполнены из фторопластовой и нейлоновой лент.
Кабели WQPQ и предназначены для эксплуатации в
сильно загазованных скважинных средах.
Максимальные токовые нагрузки на кабели КНР — 60 А [22].
Кабельная продукция
фирмы Kerite (Шотландия)
Фирма Kerite поставляет все комплектующие изделия для
кабельных линий установок погружных электронасосов, начи-
ная с основного кабеля и заканчивая удлинителями с муфтами
кабельного ввода.
Основной кабель
Кабель типа HTR
Конструкция кабеля HTR аналогична конструкции кабеля
Redablack EFE, при этом возможны варианты брони из монель-
металла и нержавеющей стали.
Кабель типа HTRL
Конструкция кабеля HTRL аналогична конструкции кабеля
HTR, при этом поверх бандажей из термостойкой пленки каж-
дая изолированная жила имеет оболочку из свинцового сплава.
Возможны варианты брони из монель-металла и нержавею-
щей стали.
Кабель HTRL предназначен для эксплуатации в сильнозага-
зованных и химически агрессивных скважинных средах.
Кабель HTF1 предназначен для эксплуатации в искривлен-
ных скважинах с сильно загазованными и химически агрессив-
ными средами. Конструкция кабеля типа HTF1 показана на
рис. 5.142 [22].
595
3
Рис. 5.142. Кабель типа HTF1:
1 — медная однопроволочная жила; 2 — барьер из термостойкой
пленки; 3 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
4 — оболочка из свинцового сплава, 5 — бандаж из термостойкой
пленки, 6 — бандаж из перфорированной металлической ленты;
7 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты, ленты
из монель-металла или нержавеющей стали ступенчатого профиля
Кабель типа HTF2
Конструкция кабеля HTF2 аналогична конструкции кабеля
HTF1, при этом в кабеле HTF2 отсутствуют барьерные пленки
поверх токопроводящих жил.
Кабель НТР2 предназначен для эксплуатации в искривлен-
ных скважинах с сильно загазованными и химически агрессив-
ными средами.
Кабель типа HTF3
Конструкция кабеля HTF3 аналогична конструкции кабеля
Redalead ELTB, при этом в кабеле HTF3 бандажи поверх оболо-
чек жил выполнены из нейлоновой ленты.
Возможны варианты брони из монель-металла и нержавею-
щей стали.
Кабель HTF3 предназначен для эксплуатации в сильно зага-
зованных и химически агрессивных скважинных средах.
Кабель-удлинитель типа MFL2
Конструкция кабеля-удлинителя MFL2 аналогична конструк-
ции кабеля Redalead ELTB, при этом возможны варианты брони
из бронзы и монель-металла.
596
Муфта кабельного ввода
Устройство муфты кабельного ввода удлинителей фирмы Kerite
показано на рис. 5.143 [22].
1	2	3	4	5 6 7	8
Рис. 5.143. Муфта кабельного ввода
кабеля-удлинителя фирмы Kerite:
1 — кабель-удлинитель; 2 — корпус; 3 — шайба; 4 — набор
уплотнительных шайб; 5 — шайба нажимная; б — шайба
опорная; 7 — кольцо стопорное; 8 — наконечник штеп-
сельный; 9 — пробка; 10 — пружина; 11 — винт нажимной
Муфта кабельного ввода имеет металлический корпус 2, зак-
репляемый на кабеле-удлинителе 1 с помощью компаунда, за-
ливаемого в хвостовую полость корпуса через отверстие при
вывернутой пробке 9. Изолированные жилы кабеля герметичес-
ки заделаны в корпусе с помощью набора резиновых уплотни-
тельных шайб 4, зажатых между шайбой 3 и нажимной шайбой 5
пружинами 10. Степень сжатия уплотнительных шайб регулиру-
ется нажимными винтами 11, ввернутыми в опорную шайбу 6
и воздействующими на пружины. Опорная шайба зафиксирова-
на в корпусе с помощью стопорного кольца 7.
На концах токопроводящих жил кабеля закреплены с помо-
щью резьбовых соединений штепсельные наконечники 8.
При потере герметичности муфта может быть восстановлена
поджатием уплотнительных шайб 4 через пружины 10 и нажим-
ную шайбу 5 винтами 11.
597
При хранении и транспортировке муфта кабельного ввода гер-
метически закрывается транспортировочной крышкой (на рисунке
не показана).
Кабели фирмы Pirelli (Бразилия) аналогичны по конструкции
кабеля Redalene РРЕО, Redablack ELB, Redablack EER и Redablack
ЕТВЕ-4000.
Аналогичные кабельные линии выпускает фирма Fujikura Ltd
(Япония).
Выбор конструкций кабелей
для кабельных линий УЭЦН
Выбор конструкций кабельных линий зависит от условий
эксплуатации установок ЭЦН, в первую очередь, от температу-
ры скважинной продукции. Часто кроме пластовой температу-
ры используется расчетная величина снижения этой температу-
ры за счет температурного градиента, а также повышение тем-
пературы окружающей среды и самого скважинного агрегата за
счет нагрева погружного электродвигателя и центробежного на-
соса. Повышение температуры может быть довольно значитель-
ным и составлять 20—30 °C. Другим критерием выбора конст-
рукции кабеля является температура окружающего воздуха, ко-
торая влияет на работоспособность и долговечность изоляцион-
ных материалов кабельных линий.
Важными факторами, влияющими на выбор конструкцию
кабеля, являются свойства пластового флюида — коррозионная
активность, обводненность, газовый фактор.
Основные рекомендации по выбору конструкций кабелей для
УЭЦН представлены в табл. 5 64 [22].
При подборе и сравнении конструкций кабелей необходимо
также учитывать и оценивать следующие основные показатели
1)	рабочее напряжение;
2)	допустимые токовые нагрузки при температуре эксплуа-
тации;
3)	конструктивное исполнение (круглое или плоское);
4)	наружный диаметр (размер) и массу;
5)	экономические показатели (цену и параметры надеж-
ности).
598
Таблица 5.64
Рекомендации по выбору конструкций кабелей для УЭЦН
Требования по условиям	Рекомендуемые конструкции кабелей
Температура скважинной среды (рабочая температура изоляции), °C до 90 до 95 до НО до 120 до 160 до 230	Кабели с изоляцией из полиэтилена высокой плотности Кабели с полипропиленовой изоляцией Кабели с изоляцией из модифицированного полипропилена Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена высокой плотности Кабели с изоляцией из фторсополимера Кабели с изоляцией из этиленпропи- лендиенового каучука EPDM
Температура воздуха на поверхности при перемотках и динамических изгибах кабеля, °C до -40 до -51	Кабели с полипропиленовой, полиэтиленовой и фторопластовой изоляцией (конкретные ограничения по морозостойкости устанавливаются производителем) Кабели с изоляцией и оболочками из этиленпропилендиенового каучука EPDM
Устойчивость к повышенному газосо- держанию в скважинной жидкости	Кабели с изоляцией из полиэтилена высокой плотности (в т ч сшитого) или полипро- пиленовой изоляцией, а также кабели со свинцовыми оболочками жил
Устойчивость к воздействию химически агрессивных скважинных сред	Кабели со свинцовыми оболочками жил, в броне из нержавеющей стали, монель-металла или бронзы
Расчет падения напряжения в кабельной линии
Данный расчет производится с целью определения рабочего
напряжения питающего электротока, который доходит до по-
гружного электродвигателя.
599
Исходными данными для расчета являются:
—	сечение токопроводящей жилы основного кабеля (5,), мм;
— сечение токопроводящей жилы кабеля-удлинителя (52), мм2;
— длина основного кабеля (/,), км;
—	- длина кабеля-удлинителя (/2), км;
—	температура токопроводящих жил кабелей (Т), °C;
—	номинальный ток электродвигателя установки (1д), А;
—	коэффициент мощности электродвигателя (cos ср).
Расчет ведется на температуру, которая является рабочей для
данной насосной установки. За температуру токопроводящих жил
кабелей (Т) принимается температура наиболее нагретого участ-
ка кабельной линии.
Электрическое сопротивление медной токопроводящей жилы
кабельной линии:
R* = 18,4 {/ Sl-/Sl + /2/ S2} [1 + 0,004(Т - 20)], Ом.
В простейшем случае, когда сечения токопроводящих жил
основного кабеля и кабеля-удлинителя отличаются не более чем
на размер (например, 10 и 6 мм2), электрическое сопротивление
жилы кабельной линии рассчитывают как электрическое сопро-
тивление жилы основного кабеля, т е.
Rx = 7?, = (18,4 / 5,) [1 + 0,004 (Т - 20)/, , Ом.
Падение электрического напряжения в кабельной линии
AU = ^3 [ R cos ср, В
ДЖ	т 5
Расчет завершается сравнением напряжения, которое полу-
чается в результате вычитания падения напряжения в кабельной
линии из величины напряжения на вторичной обмотке транс-
форматора, и рабочего напряжения, необходимого для работы
погружного электродвигателя [22].
600
5 2 5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
5.2.5.1. Приспособления для крепления
и защиты кабеля
Для сохранения целостности кабеля и его изоляции при спус-
ко-подъемных операциях необходимо кабель фиксировать на
колонне НКТ. При этом необходимо применять фиксирующие
приспособления вблизи участка изменения диаметра колонны,
т.е. около муфты или высадки под резьбу. При фиксации кабеля
необходимо следить за тем, чтобы кабель плотно прилегал к тру-
бам, а в случае применения плоского кабеля надо следить за
тем, чтобы кабель не был перекручен.
Простейшими приспособлениями для крепления кабелей к
насосно-компрессорным трубам (НКТ) и узлам погружного на-
сосного агрегата УЭЦН являются металлические пояса с пряж-
ками или клямсы.
Крепление кабеля-удлинителя к узлам погружного агрегата
(погружного насоса, протектора и двигателя) осуществляется
в местах, указанных в руководствах по эксплуатации данного
вида оборудования; крепление кабеля-удлинителя и основно-
го кабеля к НКТ осуществляется по обе стороны каждой муф-
ты НКТ на расстоянии 200—250 мм от верхнего и нижнего
торцов муфты.
Длины поясов в зависимости от места крепления кабеля для
российских УЭЦН см. в табл. 5.65 [22].
Таблица 5 65
Пояса для крепления кабеля российского производства
Место крепления кабеля	Код пояса	Длина пояса, мм
Насосы групп 5, 5А и 6	ЭН-21 / 4	472
Насосно-компрессорная труба 60 и 48	ЭН-21 / 1	300
Насосно-компрессорная труба 73	ЭН-21 / 2	352
Насосно-компрессорная труба 89	ЭН-21 / 3	402
601
Фирмой REDA используются крепежные пояса длиной 559 мм
(для крепления кабеля на НКТ) и 813 мм (для крепления защит-
ных кожухов кабеля-удлинителя на длине насосного агрегата) в
обычном и коррозионностойком исполнениях. Пояса являются
изделиями одноразового использования.
Эксплуатация установок УЭЦН в наклонных и криволиней-
ных скважинах потребовала создания приспособлений для креп-
ления кабелей и защиты их от механических повреждений.
Российскими предприятиями ЗАО «Ижспецтехнология»
(г. Ижевск) и «Марс-Технология» (г. Москва) разработаны и про-
изводятся защитные устройства 1 (ЗУ), состоящие из корпуса и
механических замков (рис. 5.144).
Рис. 5.144. Защитное устройство ЗАО «Ижспецтехнология»
Данное устройство устанавливается на муфте НКТ и облада-
ет следующими техническими особенностями:
—	обеспечивает простую и надежную фиксацию (осевую и
радиальную) на НКТ;
—	надежно удерживает и защищает кабель, в т.ч. в аварийных
ситуациях;
—	не имеет сборно-разборных элементов (винтов, гаек, шплин-
тов и др.), что исключает их попадание в скважину при монтаже
и спуско-подъемных операциях;
602
—	предполагает многократное использование;
—	монтаж устройства не требует слесарно-монтажного инст-
румента.
Среди ведущих фирм мира наибольший опыт в разработке,
производстве и эксплуатации защитных устройств для кабелей
имеет фирма Lasalle (Шотландия).
Цельнометаллические литые протекторы Lasalle отличают
следующие характеристики:
—	скорость и простота монтажа;
—	пригодность к эксплуатации в высокосернистой скважин-
ной среде;
—	отсутствие незакрепленных элементов, могущих упасть в
скважину;
—	возможность многократного использования.
Фирма Lasalle предлагает протекторы для защиты основного
кабеля (круглого и плоского) и кабеля-удлинителя на участках
колонны НКТ, погружного агрегата установки, обратного и спус-
кного клапанов. Один из вариантов протекторов Lasalle, уста-
навливаемых на НКТ, показан на рис. 5.145 [22].
Протекторы Lasalle рассчитаны на неподвижную посадку при
нагрузках, приведенных в табл. 5.66.
Таблица 5.66
Нагрузки, воспринимаемые протекторами Lasalle
Вид нагрузки	Протектор основного кабеля	Протектор кабеля- удлинителя для погружного агрегата	Протектор кабеля- удлинителя в зоне клапанов
Осевая, т	30	30	30
Радиальная (раздавливающая), т	20	20	30
Вращательная, т	3	6	6
Защитные хомуты кабелей для НКТ аналогичного исполне-
ния предлагаются также фирмой Phoenix (Шотландия).
Отличительными особенностями хомутов Phoenix являются
повышенная площадь охвата поверхности НКТ (до 85%) и уни-
фикация для всех размеров одного типа кабеля.
603
1
Рис. 5.145. Протектор фирмы Lasalle:
1 — корпус; 2 — скоба откидная,
3 — НКТ с муфтой, 4 — болт откидной
5.2.5.2.	Приборы и устройства контроля состояния
изоляции кабельных линий и кабелей установок УЭЦН
Устройство НКИ-1
Устройство непрерывного контроля изоляции кабеля погруж-
ных насосов НКИ-1 выпускается ЗАО «Нефтяная электронная
компания» и предназначено для непрерывного и периодическо-
го (в автоматическом режиме) контроля электрической изоля-
ции системы «кабель — двигатель» установки УЭЦН при спуске
в скважину без остановки этого процесса.
Устройство позволяет быстро и качественно фиксировать
снижение сопротивления изоляции ниже установленной вели-
чины с помощью звукового сигнала.
Корпус устройства снабжен универсальной струбциной для
крепления его внутри кабельного барабана.
Исполнение устройства — влагозащищенное и виброудароп-
рочное [22, 29].
604
Технические характеристики устройства НКИ-1
Контролируемая величина сопротивления
изоляции, МОм................................от 0 до 500
Продолжительность работы, ч:
в периодическом режиме.......................не менее 20
в непрерывном режиме......................не менее 8
Напряжение питания
(от встроенной аккумуляторной батареи), В....6,3
Напряжение питания зарядного устройства, В...от 12 до 250
Рабочая температура, °C......................от -40 до 60
Габаритные размеры, мм....................... 120x110x280
ЗАО «Нефтяная электронная компания» выпускает и комби-
нированное устройство обнаружения места повреждения изоля-
ции кабеля погружных насосов ОМПИК-1 предназначено для
обнаружения мест с низким сопротивлением изоляции между
жилами и броней кабелей и кабельных линий УЭЦН, а также
для доремонтных и послеремонтных испытаний кабелей и ка-
бельных линий.
Устройство ОМПИК-1 позволяет определять неисправности
кабеля, точное местонахождение, производить ремонт и испы-
тание за один цикл контрольной перемотки кабеля с барабана
на барабан.
Используемый в устройстве метод «мягкого» прожига импуль-
сным током позволяет довести сопротивление изоляции места
повреждения кабеля до 0—30 Ом без повреждения токопроводя-
щих жил, после чего место неисправности кабеля обнаружива-
ется с точностью до 5 см.
Технические характеристики устройства ОМПИК-1
Напряжение питания переменного тока
частотой 50 Гц, В.........................220
Потребляемая мощность, Вт:
номинальная............................900
максимальная...........................6000
Габаритные размеры, мм:...................680x300x550
Масса, кг.................................100
605
5.2.5.3.	Оборудование устья скважины
для эксплуатации УЭЦН
В последние годы проведены работы по усовершенствованию
оборудования устья скважины, оборудование для спуско-подъем-
ных работ и транспортировки узлов установок ЭЦН.
Устье скважин для эксплуатации установками ЭЦН оборуду-
ется либо стандартной фонтанной арматурой со специальной
планшайбой для пропуска и герметизации кабельной линии(ти-
па АФК1Э), либо специальным оборудованием.
Так, многие российские фирмы выпускают оборудование ус-
тья скважин типа ОУЭН (рис. 5.146).
Рис. 5.146. Схема оборудования устья скважины
при эксплуатации ее ЭЦН
Крестовик 7, соединенный с обсадной колонной, имеет
разъемный конус 2, на котором подвешиваются НКТ. Над ко-
нусом расположено резиновое уплотнение 3, герметизирующее
место вывода труб и кабеля 4. Уплотнение поджимается разъем-
ным фланцем 5. Затрубное пространство скважины соединяет-
ся с выкидом из НКТ через колено 6 и обратный клапан 7.
606
Крестовик 1 имеет специальное отверстие для применения эхо-
лота или других приборов. Все основные узлы оборудования ус-
тья унифицированы с узлами фонтанной арматуры и устья штан-
говых скважинных насосных установок, что существенно упро-
щает комплектацию оборудования устья и его эксплуатацию.
Рабочее давление, на которое рассчитано оборудование устья,
составляет 14 и 21 МПа, диаметр условного прохода запорных
органов — 65 мм. Выпускаются модификации оборудования для
умеренного (исполнение У) и холодного климата (ХЛ).
Технические характеристики АУЭ и ОУЭН
Условный проход запорных устройств
и элементов обвязки, мм...........................65
боковых отводов, мм...............................50
Рабочее давление, МПа............................ 14
Масса АУЭ, кг................................... 160
Масса ОУЭН, кг...................................510
Технические характеристики АФКЭ и АФК1Э
Условный проход ствола, мм......................65
боковых отводов, мм.............................65
Рабочее давление, МПа...........................21
Условный проход подвешиваемых НКТ, мм........... 160
Масса, кг......................................990
5.2.5.4.	Узлы вывода кабеля
через устьевую арматуру скважины
Наиболее распространенным способом уплотнения кабелей
в устьевой арматуре скважин является их заделка с помощью
резиновых сальниковых уплотнителей (шайб) [22].
Варианты узлов заделки кабеля показаны на примере пере-
водников (так называемых «катушек») фонтанной арматуры типа
АФ (рис. 5.147 и табл. 5.67). Данные «катушки» предназначены
для эксплуатации в интервале температур от -60 до +100 °C.
607
Рис. 5.147. Катушки с кабельным вводом
Уплотнение российских кабелей производится по изоляции
токопроводящих жил, уплотнение кабелей иностранных фирм —
по оболочкам жил или по общим шланговым оболочкам (в зави-
симости от конструкций кабелей). Данный способ трудоемок и
не исключает деформацию изоляции и оболочек жил кабелей.
608
Таблица 5.67
Геометрические характеристики оборудования устья для УЭЦН
Обозначение катушки	Ва- ри- ант	D		d2	Dj	d4	d	a	Присоединительные размеры фланцев	
									верхнего	нижнего
210 АФ01 000-01	1	211,1	—	380	317,5	—	32	—	РД 26-16- 40-89	гост 28919-91
210 АФ 02001	2	245	135	—	107,9	190,5	M24	4 5	гост 28919-91	
210 АФ 02 001-01		195	—	102	—	160	M20	4 5	РД 26-16- 40-89	
210 АФ00 201		195	—	102	—	160	M20	4 5	РД 26 16- 40-89	
Рядом ведущих фирм мира разработаны и успешно эксплуа-
тируются узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважин,
представляющие собой разъемные герметические соединения
концов основного кабеля кабельной линии и питающего назем-
ного кабеля.
Конструкция такого узла, разработанная фирмой BIW (США),
показана на рис. 5.148, где соединение муфты основного кабеля 4
с муфтой наземного кабеля 2 осуществляется через соединитель-
ную электрическую колодку 3, герметично устанавливаемую в
арматуре устья скважины [22].
Соединение муфт 4 и 2 с колодкой 3 осуществляется с помо-
щью накидных гаек 1.
Устьевые выводы кабеля фирмы BIW рассчитаны на рабочие
давления до 35 МПа.
Аналогичную конструкцию устьевого вывода кабеля предла-
гает также фирма COSCO (Канада), рис. 5.149.
Фирмой COSCO разработан также вариант устьевого выво-
да кабеля без использования соединительной электрической ко-
лодки.
Оба варианта устьевого вывода кабеля фирмы COSCO пре-
дусматривают фланцевое присоединение к деталям устьевой ар-
матуры с помощью болтов.
Фирма COSCO предлагает исполнения устьевых выводов на
рабочие давления 14 и 21 МПа.
39 Ивановский
609
Рис. 5.148. Узел устьевого вывода кабеля фирмы BIW:
1 — гайка накидная; 2 — муфта наземного кабеля;
3 — соединительная колодка; 4 — муфта основного кабеля
Конструкцию узла устьевого вывода кабеля, в которой муфта
основного кабеля сочленяется непосредственно с муфтой на-
земного кабеля (без промежуточной соединительной колодки),
предлагает также фирма HUBER (США), рис. 5.150 [22].
610
7-----
J
Рис. 5.149. Узел устьевого вывода кабеля фирмы COSCO:
1 — муфта основного кабеля, 2 — штепсель муфты основного кабеля; 3 —
оправка трубная; 4 — соединительная колодка со штепселем; 5 — фланец;
6 — муфта наземного кабеля; 7 — фланец; 8 — втулка; 9 — болт
В данной конструкции сочленение муфты основного кабеля 4
с муфтой наземного кабеля 7 и их установка в трубной оправке 3
осуществляется с помощью накидной гайки 2.
Фирма HUBER предлагает исполнения устьевых выводов на
рабочие давления 14 и 21 МПа.
611
Аналогичные разработки устьевых выводов на рабочие давле-
ния до 14 МПа предлагаются также фирмой Lasalle (Шотландия).
Рис. 5.150. Узел устьевого вывода кабеля фирмы HUBER:
1 — муфта наземного кабеля; 2 — гайка накидная;
3 — оправка трубная; 4 — муфта основного кабеля
612 •
S.2.5.5.	Пункты подключения кабельных линий
Пункты подключения кабельных линий (так называемые
«клеммные коробки») устанавливаются между устьем скважи-
ны и наземным электрооборудованием УЭЦН таким образом,
чтобы соединить наземный питающий кабель с основным ка-
белем.
Один из вариантов устройств выносного пункта подключения,
применяемых на нефтепромыслах России, показан на рис. 5.151.
Аналогичные пункты различных исполнений повсеместно
используются ведущими фирмами мира.
Рис. 5.151. Пункт подключения выносной:
1 — короб; 2 — низковольтный отсек; 3 — шина; 4 — уплотнительная
шайба, 5— хомут; 6— дверь; 7— жалюзи, 8 — заземление брони кабелей;
9— заземление короба на общий контур; 10— жила наземного питающе-
го кабеля, 11 — жила основного кабеля кабельной линии; 12 — изолятор
613
Например, фирма Centrilift применяет продуваемые клемм-
ные кабельные коробки на 2700 и 5000 В. Наружные размеры
таких коробок приведены в табл. 5.67, а.
Таблица 5.67 а
Габаритные размеры клеммных кабельных коробок
фирмы Centrilift
Рабочее напряжение, В	Наружные размеры, мм		
	Высота	Ширина	Глубина
2700	254	305	127
5000	508	508	229
5.2.5.6. Приспособления для подвески и направления
кабеля при спуско-подъемных операциях
Приспособления предназначены для поддержания и ориен-
тирования кабельной линии относительно устья скважины при
проведении спуско-подъемных операций с УЭЦН.
На нефтепромыслах России в качестве таких приспособле-
ний используются ролик УЭН-29 и подвеска МЦ1.010.
Технические характеристики ролика УЭН-29 и подвески
МЦ1.010 представлены в табл. 5.68.
Таблица 5.68
Характеристики устройств
для спуска кабельной линии
Параметр	Ролик УЭН-29	Подвеска МЦ1.010
Грузоподъемность, кгс	2000	2000
Радиус изгиба кабеля, мм	420	548
Длина, мм	900	1170
Ширина, мм	135	130
Высота, мм	1020	534
Масса, кг	33,1	18,9
Общий вид подвески кабеля УЭЦН представлен на рис. 5.152.
614
Рис. 5.152. Подвеска для кабеля УЭЦН
Подвеска (см. рис. 5.152) состоит из направляющей 1, роли-
ков 2, втулок 3, ограничителей 4 и троса 5. Направляющая вы-
полнена в виде дугообразной рамы из двух уголков, между кото-
рыми закреплены ролики и втулки. Спускаемый или поднимае-
мый кабель направляется и катится по роликам и втулкам. Ог-
раничители предохраняют кабель от случайного выпадения из на-
правляющей. Трос служит для подвешивания подвески к мачте
подъемного агрегата. Грузоподъемность подвески 2 т, масса 20 кг.
Ведущими фирмами мира применяются преимущественно
подвесные ролики, при этом диаметры роликов определяются
нормами на изгиб и конструкциями кабельных линий [22].
5.2.5.7. Установки для намотки
и размотки кабелей (кабельных линий)
Установка российского производства (Стерлитамакский за-
вод «Красный пролетарий») УНРКТ-2М смонтирована на раме
и может транспортироваться трактором или на автоприцепе.
Управление установкой осуществляется с устья скважины с
помощью кнопочного поста управления.
К источнику питания (промысловая сеть напряжением 380 В
переменного тока) установка подключается гибким кабелем.
Установка УНРКТ-2М может быть использована также в ка-
честве перемоточного устройства на ремонтных базах.
615
Загрузка и выгрузка барабана в установку и из нее может осу-
ществляться трактором или автомобилем, имеющими специаль-
ную траверсу, а также другими грузоподъемными механизмами.
Технические характеристики установки УНРКТ-2М
Грузоподъемность установки, т..................5,0
Мощность электродвигателя, кВт.................3,0
Средняя скорость намотки, м/с..................0,25
Частота вращения барабана, мин 1...............2,5
Габаритные размеры, мм.........................3980x2350x2930
Масса, кг......................................2980
Установки УПК-2000 изготовляются Стерлитамакским заво-
дом «Красный пролетарий» в двух вариантах: УПК-2000С на са-
нях и УПК-2000П на двухосном колесном прицепе МАЗ-8925.
Установки УПК-2000 механизируют процессы намотки и раз-
мотки кабеля при производстве спуско-подъемных операций с
УЭЦН, а также позволяют осуществлять погрузку, выгрузку и
транспортировку кабельных барабанов (в т.н. с кабелем и ка-
бельными линиями) [22].
Установки УПК-2000 могут быть также использованы для
перемотки ремонтируемого кабеля на ремонтных базах.
Установки УПК-2000 имеют станции управления, обеспечи-
вающие синхронную работу УПК-2000 с подъемным ремонт-
ным агрегатом и позволяющие управлять УПК вручную с кно-
почного поста у устья скважины, а также автоматически.
Станции управления установок УПК-2000 рассчитаны на на-
пряжение промысловой сети 380 В переменного тока, при этом
напряжение цепи управления снижено с помощью трансформа-
тора до 12 В.
Установка Омского завода нефтедобывающего оборудования
предназначена для намотки кабеля на барабан при подъеме УЭЦН
из скважины с одновременным прогревом (в зимнее время) вто-
рого барабана с кабелем, подлежащего спуску в эту же скважину.
Установка смонтирована на автоприцепе и имеет кабелеуклад-
чик с аварийной резкой кабеля, намотчик с регулируемым тири-
сторным электроприводом, кабину прогрева кабеля, стационар-
ный пульт управления намоткой (вымоткой) и выносной пульт.
616
Электрокалориферы прогрева кабеля работают в автомати-
ческом режиме. В случае падения УЭЦН в скважину кабель ав-
томатически отсекается на кабелеукладчике [22].
Технические характеристики установки
для намотки кабеля
Мощности электропотребления, кВт:
электрокалориферов.............................50
намотчика.......................................4
привода кабелеукладчика.........................0,55
Максимальная масса одного барабана с кабелем, кг...5000
Диаметр кабельного барабана, мм....................1900
Габаритные размеры, мм:
длина..........................................8200
ширина..........................................2500
высота с прицепом............................... 3800
Длина выносных кабелей, м..........................30
При транспортировке установка может быть загружена од-
ним барабаном с кабелем и одним пустым барабаном.
Установка имеет автономную систему погрузки-выгрузки ба-
рабанов.
Самоходная моталка катушки кабеля погружного насоса Ом-
ского завода нефтедобывающего оборудования предназначена для
намотки (вымотки) кабеля при спуско-подъемных операциях с
УЭЦН, для размещения барабанов (с кабелем и без него) на
территории скважины и для нагрева кабеля в зимнее время.
Моталка выполнена на колесном ходу. Единый электропри-
вод служит для вращения колес и кабельного барабана. Переме-
щение моталки по территории скважины возможно в пределах
длины питающего кабеля. Самопогрузка и выгрузка моталки на
транспортное средство и с него осуществляется по трапам, слу-
жащим также опорными площадками под колесами.
Для подъема кабельного барабана над землей используются
ручные винтовые домкраты. Обогрев кабеля в зимнее время
осуществляется с помощью съемного блока электрокалорифе-
ров и матерчатого тента над кабельным барабаном; при этом
участок кабеля, располагаемый между моталкой и устьем сква-
617
жины, в случае остановки в работе также может быть обогрет с
помощью рукава, охватывающего кабель и продуваемого горя-
чим воздухом.
В случае падения УЭЦН в скважину кабель автоматически
отсекается на кабелеукладчике.
Технические характеристики самоходной моталки
Самоходная скорость, м/с ..........................0,07
Максимальная скорость намотки
(вымотки) кабеля, м/с..............................0,25
Мощность электропривода, кВт....................от	3 до 4
Мощность двух электрокалориферов, кВт................50
Масса, кг..........................................1500
Габаритные размеры, мм ..................3000x2200x2300
Установки для намотки и размотки кабелей
ведущих фирм мира
Среди установок для намотки и размотки кабелей для УЭЦН,
изготовляемых иностранными фирмами, наибольший интерес
представляют агрегаты фирмы Lasalle (Шотландия), предназна-
ченные для эксплуатации при температуре окружающей среды
до -50 °C.
Основной агрегат фирмы Lasalle состоит из кабельного авто-
наматывателя, размещенного в утепленном взрывозащищенном
контейнере, установленном на буксировочном основании.
Загрузка барабана с кабелем в агрегат осуществляется через
двери в задней части контейнера. Подъем барабана при установ-
ке в автонаматыватель производится с помощью вертикальных
гидравлических домкратов.
Внутри контейнера располагаются также пульт управления
намоткой (размоткой) и рабочий верстак для ремонта и сращи-
вания кабеля.
Основные технические характеристики основного агрегата
даны в табл. 5.69.
Агрегат с загрузкой кабельного барабана сверху, также изго-
товляемый фирмой Lasalle, состоит из кабельного автонаматы-
618
Основные технические характеристики
агрегатов-кабеленаматывателей фирмы Lasalle
Таблица 5.69
Параметр	Основной агрегат	Агрегат с загрузкой барабана сверху	Самозагру- жающийся агрегат	Кабелена- матыватель Lasalle- REDA
Скорость вращения барабана, об/мин	0-10	0-10	0-10	0-10
Максимальная масса барабана с кабелем, кг	5443	5443	5443	12000
Размеры кабельного барабана, мм. диаметр	1270-1981	1270-1981	1270-1981	до 2298
ширина	1736	1736	1736	до 1650
Мощность электронагревателей для обогрева Габаритные размеры, мм:	6,5	6,5	6,5	10
длина	4876	5590	6860	5486
ширина	2440	2900	2895	2440
высота	2750	3060	3050	2490
Масса (без кабельного барабана), кг	5000	7000	9500	8165
вателя, размещенного в утепленном взрывозащищенном кон-
тейнере, установленном на буксировочном основании. Внутри
контейнера размещены также изолированная кабина управле-
ния и рабочий верстак для ремонта и сращивания кабеля.
Загрузка барабана с кабелем производится сверху через зак-
рываемый люк потолка.
619
Самозагружающийся агрегат фирмы Lasalle конструктивно
выполнен аналогично агрегату с загрузкой кабельного бараба-
на сверху, при этом система рольгангов и гидравлических дом-
кратов позволяет закатывать барабаны с кабелем в контейнер
(и выкатывать из него), а также производить их загрузку и выг-
рузку без использования дополнительных подъемных механиз-
мов через двери, расположенные в торце контейнера.
В сотрудничестве с фирмой REDA фирмой Lasalle разрабо-
тан также кабеленаматыватель, рассчитанный на работу с ка-
бельным барабаном повышенных габаритов и массы при темпе-
ратуре окружающей среды от -50 до +40 °C.
Агрегат состоит из кабельного автонаматывателя, размещен-
ного в утепленной взрывозащищенной кабине, установленной
на рамном основании, имеющем специальные штанги для по-
грузки на транспортные средства.
Все агрегаты фирмы Lassale имеют подвесные блоки, обеспе-
чивающие ориентацию выматываемого кабеля относительно ус-
тья скважины.
Агрегат имеет двухзахватный механизм подъема кабельного
барабана, съемные наклонные направляющие и механизм для
затаскивания барабана в кабину через двери.
В кабине имеется передвижной верстак для сращивания кабеля.
Основные технические характеристики кабеленаматывателя
Lasalle — REDA см. в табл. 5.69.
Аналогичное оборудование для намотки и размотки кабеля
разработано в сотрудничестве с фирмой REDA компанией
A. Comeau & Associates Ltd (Канада).
5.2.5.8. Оборудование для монтажа и заправки маслом
узлов УЭЦН на устье скважин
Установка ЭЦН чаще всего имеет довольно большую длину
(до 25 м и более), в связи с чем монтаж отдельных узлов и зап-
равка маслом погружного электродвигателя и гидрозащиты про-
водится непосредственно на устье скважины. Для проведения
этих работ применяются специальные виды инструментов и при-
способлений.
620
Монтажный хомут-элеватор ХМ-3 предназначен для подъе-
ма, спуска, удержания на весу или на фланце колонной головки
гидрозащиты, секций насоса и всего насосного агрегата.
Монтажный хомут-элеватор (рис. 5.153) состоит из корпуса 1,
затвора 2, двух откидных болтов 3 и двух гаек 4. Откидные бол-
ты вращаются вокруг осей 5. Корпус представляет собой скобу с
приваренными к ней проушинами, в которых имеются окна и
отверстия для стропов и штырей 6. На внутренних поверхностях
корпуса и затвора имеется кольцевой выступ, который при зак-
рытии элеватора входит в кольцевую проточку на головке сек-
ции насоса или гидрозащиты. Грузоподъемность монтажного
хомута-элеватора 3 т, масса 12,5 кг.
Рис. 5.153. Монтажный хомут-элеватор ХМ-3
621
Хомут-элеватор ХМД-2 предназначен для подъема, спуска,
удержания на весу или на фланце колонной головки секций элек-
тродвигателя.
Хомут-элеватор (рис. 5.154) состоит из корпуса 1, затвора 2,
откидного болта 3 и гайки 4. Затвор вращается вокруг оси 5,
а откидной болт — вокруг оси 6. Корпус представляет собой
скобу с проушинами, в которых имеются окна и отверстия для
стропов и штырей 7. На внутренних поверхностях корпуса и
затвора имеются выступы. Грузоподъемность хомута-элеватора
2 т, масса 11 кг.
Рис. 5.154. Хомут-элеватор ХМД-2
622
Заправочный насос МЦ2 предназначен для заправки электро-
двигателя и гидрозащиты диэлектрическим маслом.
Заправочный насос (рис. 5.155) состоит из емкости 1, в кото-
рую вмонтирован ручной поршневой насос 2. Масло ручным
насосом нагнетается по шлангу 3 через присоединительный шту-
цер 4 в заправляемый двигатель. Масло в емкость заливается
через горловину 5. Объем емкости 20 литров.
Рис. 5.155. Заправочный насос МЦ2
623
Для контроля давления масла в электродвигателе и протекто-
ре при проверке герметичности соединения секций электродви-
гателя, соединения кабеля и протектора с электродвигателем в
процессе монтажа на скважине предназначен опрессовочный
штуцер с манометром.
Для контроля затяжки крепежных деталей при монтаже по-
гружной установки служит динамометрический ключ. Ключ со-
стоит из профилированного трубчатого корпуса, внутри которо-
го концентрично размещены рычаг и подпружиненный ролик.
Регулировка ключа производится сжатием пружины при навин-
чивании рукоятки на корпус и фиксируется контргайкой. На
наружном конце рычага устанавливается необходимого размера
гаечный ключ. При превышении допустимой величины момен-
та затяжки в процессе монтажа рычаг ключа, проворачиваясь
вокруг пальца и сжимая пружину, ударяет по корпусу. Толчок и
звук удара являются предупредительным сигналом о необходи-
мости окончания завинчивания крепежной детали.
Вилка для кабельной муфты используется для отделения кор-
пуса муфты от головки электродвигателя при демонтаже уста-
новки.
5.3.	ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ
УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ УСТАНОВОК
ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
Установка скважинного центробежного насоса постоянно
совершенствуется, увеличиваются эффективность, надежность и
долговечность ее узлов, снижается стоимость установок, и про-
веряются принципиально новые схемы установок.
Наиболее широко до недавних пор велись работы по усовер-
шенствованию узлов электрооборудования установок, имеющих
наименьшую надежность и долговечность при нормальных ус-
ловиях эксплуатации. Опыт такой эксплуатации установок по-
казал, что до 80 % всех подземных ремонтов вызвано выходом
из строя электродвигателя, его гидрозащиты и кабеля. Естествен-
но, первоочередная задача в таких условиях — совершенствова-
ние этих узлов и станции управления, которая должна защи-
щать их от аварийных режимов.
624
Например, на АО «АЛНАС» проведены работы, в результате
которых было повышено сопротивление изоляции погружного
электродвигателя (ПЭД) на порядок (с 200 до 2000 МОм).
Внедрено тестирование изоляции ПЭД по индексу поляриза-
ции, что существенно повышает эксплуатационную надежность
электродвигателей.
Опробованы и находятся в стадии внедрения новые вывод-
ные провода, которые обладают лучшей термостойкостью, со-
противлением изоляции, меньшими токами утечки, меньшим и
стабильным размером наружного диаметра. Для пропитки ста-
торов опробован новый компаунд, в котором практически нет
летучих веществ, в результате чего удалось добиться лучшего
заполнения пазов. Компаунд термостоек при температуре 180—
200 °C, при опытной пропитке показал сопротивление изоляции
электродвигателя 2000 МОм при температуре 126 °C
Разработана, изготовлена и прошла промысловые испытания
опытная партия кабельных муфт, конструктивно выполненных
по принципу гермовводов. Наконечники муфты залиты в изоля-
ционном материале, что обеспечивает их герметичность и ис-
ключает продольное перемещение. Герметичность соединения с
головкой ПЭД обеспечивается радиальным уплотнением.
В той же фирме на протяжении ряда лет изготавливались дви-
гатели, оснащенные погружными датчиками системы телемет-
рии СКАД-2. В настоящее время в кооперации с Ижевским
радиозаводом, создали и поставили на промысловые испытания
двигатели типа 6ПЭД с системой телеметрии нового поколения.
Погружной блок системы вынесен и крепится ниже компенсато-
ра специального исполнения. Новая система телеметрии позво-
ляет контролировать и регистрировать следующие параметры:
•	давление окружающей среды;
•	температуру окружающей среды;
•	давление во внутренней полости двигателя;
•	температуру обмотки электродвигателя;
•	уровень вибрации в двух плоскостях;
•	токи утечки (сопротивление изоляции) системы трансфор-
матор — кабель — электродвигатель.
В 2000 году начато серийное производство двигателей типа 6ПЭД.
При этом решен вопрос и об обеспечения необходимого сервисного
сопровождения внедрения новой системы телеметрии у потребителей.
40 Ивановский
625
Несмотря на то, что на сегодня многие потребители удовлет-
ворены конструкцией и эксплуатационной надежностью гидро-
защиты МГ-51, специалисты АО «АЛНАС» считают, что она ус-
тарела и не может успешно работать в условиях высокого газо-
проявления и высокой температуры. В связи с этим «АЛНАС»
разработал и поставил на промысловые испытания гидрозащи-
ту МГ-54, в которой протектор выполнен двухкамерным и без-
диафрагменным. Каждая камера имеет продублированные газо-
отводные клапаны. Компенсатор имеет диафрагму, которая сна-
ружи контактирует не с пластовой жидкостью, а с соленой во-
дой или с жидкостью глушения, что уменьшает вероятность по-
падания газа внутрь двигателя сквозь диафрагму.
Как уже указывалось ранее, одним из самых ненадежных уз-
лов электродвигателя является изоляция обмоточного провода
статора двигателя. Два ее недостатка вызывают наибольшее чис-
ло отказов — недостаточные изоляционные качества и недоста-
точная теплостойкость. Для их ликвидации ведутся работы по
применению новых изоляционных материалов, в частности, на
базе фторопластов и по улучшению качества масла, заполняю-
щего двигатель. Эти новые материалы позволяют повысить тем-
пературу окружающей среды или увеличить мощность, отбирае-
мую от двигателя.
Все шире применяются на российских нефтяных промыслах
так называемые «параметрические электродвигатели», имеющие
достаточно гибкую нагрузочную характеристику (рис. 5.156).
Параметрические погружные электродвигатели системы
Н. В. Яловеги (РППЭД-Я) номинальной мощностью от 38 до
126 кВт выпускаются ООО «Алмаз» (г. Радужный, Тюменской обл.).
Технические показатели двигателей РППЭД-Я приведены в
табл. 5.70.
Окружающая рабочая среда — нефть с различной степенью
обводненности, содержащая растворенный парафин и механи-
ческие примеси. Давление жидкости в месте подвески электро-
двигателя — не более 25 МПа (250 кгс/см2).
Электродвигатели типа ПРЭД — изготовитель ООО «При-
вод-ПЭУ» (г. Лысьва Пермской обл.) позволяют регулировать
число оборотов электродвигателя за счет изменения напряже-
ния. Основные характеристики параметрических электродвига-
телей двух типоразмеров представлены в табл. 5.71.
626
Таблица 5.70
Основные технические данные и характериститки
параметрических ПЭД
Параметр	Единица измере- ния	Величина	Величина	Величина	Величина	Величина
Мощность	кВт	38,4	46,0	62,1	86,5	126,0
Напряжение линейное	В	775	930	1240	1705	2485
Ток рабочий	А	42	42	42	42	42
Ток холостого хода	А	Не более	Не более	Не более	Не более	Не более
		22	22	22	22	22
Частота сети	Гц	50	50	50	50	50
Частота вращения	об/мин	2820	2820	2820	2820	2820
Коэффициент мощности		0,82	0,82	0,82	0,82	0,82
кпд	%	84	84	84	84	84
Температура окружающей среды, не более	°C	90	90	90	90	90
Скорость потока охлаждающей жидкости	м/с	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Габариты: поперечный	мм	117	117	117	117	117
Длина	мм	2533	3297	4061	4825	6735
Таблица 5.71
Основные характеристики некоторых представителей
параметрических двигателей ПРЭД
Тип эл. двигателя	Характеристика					
	Uh (В)	1н (А)	Р (кВт)	КПД	COS ф	^НОМ об/ МИН.
ПРЭДУ117-15-35(2)	440	33	15	72-80	0,78-ь 0,855	2760
ПРЭДУ103-23-65(5)	550	40	23	72-80	0,78-ь 0,85	2650
627
too
Напряжение, В
Рис. 5.156. Характеристика двигателя РППЭД-Я-80-117
Изготовитель допускает колебание напряжения при раз-
личных интервалах регулирования оборотов до +20% -50%.
Зона устойчивой работы ПРЭДУ по частоте вращения вала —
п = (75—85)% пн; по напряжению — U = (50—100)% UH.
Анализ применения электродвигателей ПРЭД и РППЭД в
комплекте с насосами типа ЭЦН показал, что кроме досто-
628
инств такого вида привода (плавный запуск, более гибкая ха-
рактеристика УЭЦН, малая длина двигателя), существуют и
недостатки:
—	высокие значения рабочего тока повышают потери в кабе-
ле на 30-^38%;
—	удельный расход электроэнергии на тонну добываемой жид-
кости выше на 10-^20%;
—	параметрический электродвигатель за счет повышенного
скольжения имеет более низкую частоту вращения, что приво-
дит к снижению напорной характеристики, увеличению длины
насоса для компенсации напора, увеличению затрат.
Продолжаются работы по улучшению изоляционных
свойств кабеля, герметичности и стойкости его брони против
коррозии.
Заводом фирмы «АЛНАС» созданы опытные образцы уста-
новок с частотой вращения ротора в 6000 об/мин с однопро-
водной линией питания. Первые установки проходят промыс-
ловые испытания в АО «Татнефть». В состав установки входит
вентильный электродвигатель мощностью 45 кВт, ротор кото-
рого выполнен на постоянных магнитах, и короткий (65 ступе-
ней) насос производительностью 100 м3/сут с напором 1400 м.
Питание двигателя осуществляется по одножильному кабелю
от специальной станции управления типа СУВ К нижней час-
ти двигателя крепится специальное электронное устройство —
инвертор, который преобразует постоянное напряжение в трех-
фазное переменное. Погружная часть установки в 2,5 раза ко-
роче серийного аналога, КПД электродвигателя достигает 92%.
Привод обеспечивает мягкий пуск и остановку, а также регу-
лирование частоты вращения от 3 000 до 6 000 об/мин, что по-
зволяет оптимально сочетать параметры установки и скважи-
ны. Однопроводный кабель более надежен, а за счет его уде-
шевления вся цена установки не намного будет выше цены
обычной серийной установки аналогичной производительнос-
ти и напора.
Применение установки вентильного двигателя может значи-
тельно снизить себестоимость добываемой нефти и увеличить
добычу на 10—15% за счет:
— экономии электроэнергии на 40—45%, т.к. КПД вентиль-
ного двигателя — 0,95 (асинхронного — 0,8);
629
—	увеличения срока службы погружного оборудования и сква-
жины за счет установки оптимального режима добычи;
—	возможности монтажа и спуска оборудования в скважину
со сложной геометрией, т.к. данная установка имеет общую длину
всего 6 м;
—	работы в скважине с переменным дебитом, «раскачка
скважины».
Реактивные потери в двигателе и кабеле на 20—25% ниже,
чем у асинхронного двигателя, что также позволяет снизить, по-
требление электроэнергии
УЭЦН с вентильными ПЭД кроме расширения областей при-
менения имеют и такое существенное преимущество, как воз-
можность автоматического подстраивания работы установки к
условиям работы системы «пласт — скважина — насосная уста-
новка». Это происходит, во-первых, за счет гибкой характерис-
тики вентильного ПЭД, которая является практически характе-
ристикой ЭД постоянного тока. Во-вторых, инверторный блок,
встроенный в погружной насосный агрегат, позволяет отлежи-
вать параметры работы системы «пласт — скважина — насосная
установка» и изменять, при необходимости, режим работы на-
сосного агрегата.
Необходимо отметить, что параллельно с АО «АЛНАС» рабо-
тами над установками ЭЦН с использованием погружных вен-
тильных двигателей заняты еще несколько отечественных фирм.
Так, например, фирма «КБ Нефтемаш» спроектировало и вы-
пускает установку «ЦУНАР-100» [31].
Приводом данной установки является маслозаполненный элек-
тродвигатель вентильного типа с ротором на постоянных магни-
тах из редкоземельных металлов.
Гидрозащита состоит из двух модулей — лабиринтного и ди-
афрагменного типа.
Кабель для питания электродвигателя используется, в зави-
симости от типа блока управления двигателем, либо трехжиль-
ный, либо двухжильный, либо одножильный,
Преобразователь частоты вращения двигателя выпускается
двух типов — на транзисторных элементах типа ЮВТ (им-
портные) и на тиристорных элементах отечественного про-
изводства.
630
Блок управления может оснащаться специальным эхолотом,
обеспечивающим автоматическую адаптацию подачи установки
к изменяемому притоку скважины (отслеживается по значению
динамического уровня).
Технические характеристики «ЦУНАР-100»
Подача, м3/сут........................20—100
Напор, м в. ст........................до 2000
Мощность эл. двигателя, кВт........... 35
Частота вращения, об/мин..............до 10000
Коэффициент полезного действия, %.....до 45
Средний ресурс работы установки
до капитального ремонта, час........ 30000
Габаритные размеры, DxL мм............ 118x4600
Масса, кг.............................250
Насос агрегата «ЦУНАР-100» — центробежный модульный
высокооборотный с напором одной ступени до 40 м водяного
столба.
Один модуль насоса содержит 24 ступени и развивает напор
до 1000 м водяного столба. Рабочие колеса выполнены из вы-
сопрочного титанового сплава, что позволяет работать в нефте-
содержащей пластовой жидкости с температурой до 90°С, состо-
ящей из смеси нефти, попутной воды, нефтяного газа и серово-
дорода с pH 6,0...8,5 и плотностью до 1400 кг/м3 с содержанием
твердых включений (механических примесей) до 2 г/л.
Насос может оснащаться специальным газосепаратором.
Характеристика насоса агрегата «ЦУНАР-100» представлена
на рис. 5.157.
Успешно проведены стендовые и промысловые испытания
вентильных погружных двигателей, которые разработаны по за-
данию НК «Лукойл». Начиная с 2001 г. начато серийное изго-
товление этих двигателей для комплектации установок ЭЦН.
Несмотря на одинаковые теоретические предпосылки прове-
дения работ по созданию и освоению производством погружных
электродвигателей вентильного типа, итоговые рекомендации раз-
личных разработчиков существенно отличаются друг от друга.
631
2280
Расходно-напорная характеристика насоса
Рис. 5.157. Характеристика насоса агрегата «ЦУНАР-100»
Так, например, специалисты «КБ Нефтемаш» считают самым
рациональным применять ЭЦН с вентильным двигателем при
частотах вращения не менее 6500—7000 об/мин, АО «АЛНАС»
считает эту же скорость вращения (6000 об/мин) предельно
возможной, а специалисты НК «Лукойл» вообще планируют
ограничить скорость вращения ротора насоса величиной в
4000 об/мин. Правда, все разработчики едины во мнении о том,
что применение вентильных ПЭД позволяет осуществлять плав-
ный запуск установки ЭЦН и глубокое регулирование добыч-
ных возможностей данного вида оборудования. Кроме того, зна-
чительное изменение рабочего тока вентильного электродвига-
теля при разных нагрузках позволяет проводить диагностику
состояния погружного агрегата. Высокий КПД и отсутствие
нагрева ротора ПЭД приводит к снижению температуры масла
в полости двигателя и гидрозащиты, что обеспечивает повыше-
ние надежности работы ПЭД, особенно в условиях малых по-
дач скважинной жидкости и высокой пластовой температуры.
При нормальных условиях эксплуатации собственно скважин-
ный центробежный насос выходит из строя значительно реже,
но и здесь необходимо усовершенствование его, в частности —
для увеличения КПД.
632
С другой стороны, постоянное усложнение условий эксплуа-
тации УЭЦН приводит к необходимости коренного пересмотра
конструкции как самого насоса, так и его составляющих: рабо-
чих колес, направляющих аппаратов, промежуточных и конце-
вых радиальных и осевых опор, валов.
Уже созданы, прошли промысловые испытания и широко на-
чали использоваться насосы АО «АЛНАС» типа ЭЦНА5-45 («Ана-
конда») с рабочей частью характеристики от 10 до 70 м3/сут [24].
Необходимость создания таких насосов вызвана недостаточ-
ной надежностью серийных малодебитных насосов ЭЦН5-20 и
их низкого КПД и, самое главное, тем, что эти насосы являются
альтернативой серийным насосам типа ЭЦН5-50. Использова-
ние этих насосов, имеющих восходящую ветвь в левой зоне на-
порной характеристики, может привести к срыву подачи. На-
порная характеристика насоса ЭЦНА5-45 имеет постоянно па-
дающий характер, что обеспечивает устойчивую работу насоса в
зоне малых подач, более высокую, чем у ступеней насоса DN
280 (REDA), напорность и достаточно высокий КПД.
Продолжая тему малодебитных насосов, нельзя не остано-
виться на работе АО «АЛНАС» и АО «Завод «Борец» по созда-
нию насосов с номинальной подачей 30, 50 и 80 м3/сут в габари-
те 5А. В настоящее время закончены лабораторные испытания
модельных ступеней с оптимизацией их параметров и проточ-
ной части, освоено изготовление указанных насосов, которые
начали поступать на нефтяные промыслы России.
Анализ характеристик показал, что напорность новой ступе-
ни с номинальной подачей 50 м3 возрастает на 0,65 м или на
15%, а для ступени на 80 м3 — на 1 м или на 20%.
В этом случае при использовании 5-метровой секции насоса
можно достичь напора в 1000 м. Кроме того, напорная харак-
теристика этих насосов имеет непрерывно падающую форму
(следовательно, насос можно эксплуатировать в широком диа-
пазоне подач) и превосходит по напорности аналог фирмы REDA
(DN 440 и DN675).
Насосы с двухопорными ступенями показывают хорошую
работоспособность в условиях повышенного содержания КВЧ.
Так, в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» наработки этих насосов
превышают на сегодня 400 суток и значительно превосходят нара-
ботки обычных насосов. Заводами фирм «Лемаз», «АЛНАС»,
633
«Новомет» и «Борец» освоено производство насосов с двухо-
порными ступенями производительностью 25, 50, 60, 80, 125 и
400 м 3/сут.
На базе насосов с двухопорными ступенями упомянутыми
выше российскими фирмами созданы образцы насосов износо-
стойкого исполнения производительностью 60 и 80 м3/сут, в
которых применение керамических радиальных концевых и про-
межуточных подшипников позволяет эксплуатировать их при со-
держании механических примесей до 1000 мг/л. Насосы успеш-
но прошли промысловые испытания в различных нефтяных ре-
гионах страны.
Учитывая, что насосы повышенной износостойкости могут
работать в тяжелых условиях после гидроразрыва пластов и
пользуются все большей популярностью у российских нефтяни-
ков, заводы планируют в ближайшее время освоить выпуск на-
сосов с двухопорной конструкцией ступеней по всей номенкла-
туре подач, т.е. дополнительно к освоенным еще 200, 160, 250,
500, 800 м 3/сут и более.
В насосах типа ЭЦН начали широко применяться рабочие
колеса новой конструкции — центробежно-вихревые (разработ-
чик — АО «Новомет», г. Пермь), изготовленные с помощью тех-
нологий порошковой металлургии. Новая конструкция и техно-
логия на 20% и более повышают напор, создаваемый одной сту-
пенью насоса, а также увеличивают КПД ступени [23].
Применение для изготовления рабочих колес и направляю-
щих аппаратов технологии точного литья, например, — по вып-
лавляемой модели, позволяет на один-два класса повысить чис-
тоту поверхности (снизить высоту неровностей) проточной час-
ти ступени, что существенно повышает их КПД и напор.
В насосах с повышенной коррозионной стойкостью повыша-
ется гарантированная наработка на отказ за счет возрастания
стойкости применяемых материалов деталей и защиты части
деталей от непосредственного активного воздействия агрессив-
ной среды.
Для улучшения условий эксплуатации насосов и облегчения
сборки скважинного агрегата, спуска его в скважину и подъема
совершенствуется вспомогательное оборудование — оборудова-
ние устья скважины, приспособления для спуско-подъемных
операций и т.д.
634
В то же время принципиальное изменение схемы спуска
погружного агрегата в скважину может существенно повысить
эксплуатационные качества, эффективность и другие показа-
тели установок. Поэтому не снят с повестки дня вопрос о «пе-
ревернутой схеме» УЭЦН для беструбной эксплуатации сква-
жин (рис. 5.158).
Применение этой схемы агрегата,
спускаемого на кабель-канате, позволя-
ет существенно увеличить диаметральный
габарит как погружного электродвигате-
ля, так и насоса. Этот фактор позволяет
в 1,3—2,5 раза повысить подачу и напор
ступени, а также значительно повысить
мощность и КПД установки.
Такая схема агрегата позволяет прин-
ципиально изменить характер спуско-
подъемных работ и резко увеличить га-
бариты погружного агрегата (насоса и
двигателя). Кроме того, при этой схеме
подъем жидкости может осуществляться
по обсадной колонне, что снижает гид-
равлические потери в трубах (по сравне-
нию с подъемом жидкости по НКТ) и
уменьшает металлоемкость установки.
При этой схеме в погружном агрегате
внизу находится насос, выше — гидроза-
щита двигателя и еще выше — сам элек-
тродвигатель. Токоподводящий кабель
подсоединяется к обмотке статора у вер-
хнего торца двигателя.
Насос имеет прием у нижнего торца
и выход жидкости в обсадную колонну
вверху, у соединения насоса с гидроза-
щитой. Для разобщения полостей при-
ема и нагнетания насос устанавливается
Рис. 5.158. Схема установки
ЭЦН с кабель-канатом
635
на пакер, предварительно опущенный в скважину Скважин-
ный агрегат спускается на кабеле, как на канате, поэтому кабель
должен выдерживать вес агрегата, собственный вес и усилие срыва
агрегата с пакера. Для глубины около 1300 м нагрузка на канат
составляет (с некоторым запасом) примерно 100 кН. Кабель-
канат имеет конструкцию, отличную от обычной конструкции
кабеля. В одной из конструкций кабеля его броня заменена гру-
зонесущей оплеткой, состоящей из двух рядов проволоки, нави-
тых в разных направлениях. Опытные и расчетные работы пока-
зали, что спуск агрегата на кабель-канате дает возможность при-
мерно в 2 раза увеличить мощность и подачу погружного насоса.
Спуск и подъем глубинного агрегата ускоряется в 10—20 раз,
ликвидируются трудоемкие работы с НКТ, улучшаются энерге-
тические показатели установки и уменьшается ее металлоемкость.
Применение кабель-канатной схемы установки ограниче-
но некоторыми недостатками. Во-первых, еще не разработан
кабель-канат с достаточно малым диаметром, достаточной гиб-
костью и ремонтоспособностью. Последнее особенно важно,
так как частые нарушения целостности шланга кабеля и его
изоляции требуют местного ремонта, что в кабель-канате
необходимо делать, не нарушая грузонесущей оплетки. Во-
вторых, отсутствуют средства, предотвращающие отложение
парафина и солей на стенках обсадной колонны. Это создает
опасность образования пробок при подъеме агрегата. Боль-
шое количество газа в откачиваемой жидкости не создает до-
полнительных трудностей, так как подача агрегатов большая
и в этом случае, как и при обычном трубном варианте, прак-
тически весь газ идет в насос. Другие недостатки, выявлен-
ные при опытных работах (ухудшение работы гидрозащиты
из-за высокого абсолютного давления окружающей среды,
необходимость в специальной лебедке с повышенным уси-
лием натяжения наматываемого кабель-каната) не столь прин-
ципиальны.
Другое направление в разработке новых схем погружных
насосных агрегатов (рис. 5.159) связано с использованием на-
матываемых (гибких) безрезьбовых труб. На этих трубах спус-
кается обычный насосный агрегат, описанный в данной гла-
ве. Достоинство такой схемы спуска агрегата — ускорение и
уменьшение трудоемкости спуско-подъемных операций, а так-
636	:
же возможность спуска ЭЦН в наклонные скважины. Эта воз-
можность появляется при размещении кабеля внутри гибкой
трубы, что защищает кабель от механических повреждений.
Рис. 5.159. Установка ЭЦН, спускаемая в скважину
на наматываемых (гибких) трубах:
1 — крепление кабеля; 2 — гибкая труба; 3 — кабель; 4 — подсоединение
гибких труб; 5 — двигатель; 6 — протектор; 7 — насос, 8 — входной модуль
637
5.4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
ДЕТАЛЕЙ УСТАНОВОК ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ИХ ИЗГОТОВЛЕНИЯ
Выбор конструкции и высококачественных конструкционных
материалов для изготовления узлов и деталей установок погруж-
ных центробежных насосов определяется высокими требовани-
ями к надежности этого вида оборудования. Отказы УЭЦН при-
водят к большим потерям объемов добываемой нефти, а также к
большим затратам на проведение текущих или капитальных под-
земных ремонтов скважин. Например, стоимость текущего под-
земного ремонта скважины, оборудованной УЭЦН, в зависимо-
сти от региона добычи нефти, колеблется в пределах от 30 до
100 тысяч рублей, затраты на проведение капитального ПРС могут
превышать миллион рублей. При использовании высокодебит-
ных центробежных насосов стоимость добываемой в сутки не-
фти может составлять более 2 млн. рублей, соответственно и
финансовые потери при простое такой установки составляют
такую же сумму.
Материалы для изготовления основных деталей насосов при-
ведены в табл. 5.72 [22].
Срок службы насосов и межремонтный период их работы
определяется конструкцией насосов и коррозионно- и абрази-
востойкостью их деталей, в основном рабочих органов.
В зависимости от требуемой коррозионной стойкости для
изготовления рабочих органов применяются материалы различ-
ного химического состава (табл. 5.73) [22].
Цериево-бористый чугун СЧОЗЦ01Б применяется в основ-
ном для насосов обычного исполнения.
Цериево-бористый чугун отличается от обычного серого чу-
гуна весьма мелкой микроструктурой и повышенными эксплуа-
тационными свойствами. Одним из отрицательных технологи-
ческих свойств цериево-бористого чугуна является его склон-
ность к отбелу в тонких частях отливки.
Чугун аустенитный модифицированный с большим содержа-
нием никеля и меди применяется в износостойких и коррозион-
ностойких насосах.
638
Материалы основных деталей насосов типа ЭЦН
Таблица 5.72
Наимено- ванне детали	Тип насоса						Насосы фирмы REDA
	эцнм, эцнмк, эцнмт, эцнмкт ТУ 26-06-1485-96	ЭЦНМ4 ТУ 3665-020- 00220440-94	ЭЦНА, ЭЦНАК ТУ 3631-025- 21945400-97	рцнм ТУ 3665-026- 00220440-96	лэцнмк,лэцн МК ТУ 3631- 00217930-004-96	эцнд ТУ 3665-004- 00217780-98	
Колесо рабочее (р к) Аппарат направляющий (на)	Чугун СЧОЗЦ01БТУ 26 4111-001 88 Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ26- 06-1305-95*	Чугун СЧОЗЦ01Б ТУ 26-4111-001-88	В ТУ не приведены	Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ26-06 1305 95	Материалы, аналогичные приведенным в ТУ 26-06-1485-96	Чугун ЧН16Д7ГХШТУ 26 06 1305-95	Стандартный нирезист - тип 1 Модернизиро- ванный нирезист тип - Д-4 Райтон (р к )
Вал	Пруток Д-Г-3 Т- ОЗХ14Н7ВТУ 14-1- 3645-83 Пруток Д- Н65Д29ЮТ ИШ СК- монель) ТУ 14 1- 3917-85	Сталь ОЗХ14Н7В ТУ 14-1-3645-83		Сталь ОЗХ14Н7В ТУ 14-1-3645-83		В ТУ не приведены	К-монель
Корпус	Труба Двнх5х Ь-35 ТУ 14-3-1941-94	Сталь 22ГЮ ТУ 14-243-320-91		Сталь 22ГЮ ТУ 14-3-1754-90			Углеродистая сталь типа 20 Г Редаллой
Подпятник	ГОСТ 56 32-72			Сталь 40 х 13 Гост 5632-72			—
Втулка защитная							В стандартных насосах не имеется В насосах АК2 — циркониевая керамика
Шайба колеса верхняя	Текстолит ПТК, высший сорт ГОСТ 5 78			Резина Ш-ЗВ-12. 3825 с ТУ 38 105Ю82 86			Фенольный ламинат
Шайба колеса средняя	-						В стандартных насосах фенольный ламинат В насосах АК2 — композитный материал
Шайба колеса нижняя	Текстолит ПТК, высшии сорт Гост 5 78						
Шайба пяты	ТП 3 ТУ 6-07-5015226 14-89						
Диск	Силицирован- ный графит СГ-П ТУ 48-20-89-90	-		Силицированный графит СГ П ТУ 48-20-89-90			
*	Допускается с согласия заказчика изготовление р.к. из полиамида модифи-
цируемого марки ПА610-РМ1-Т1 ТУ 6-05-2057-87.
*	* Для насосов ЭЦНМТ и ЭЦНМКТ.
Таблица 5.73
Химический состав и механические свойства материалов
рабочих органов насосов типа ЭЦН
Химсостав	Материалы рабочих органов российских насосов			Материалы рабочих органов фирмы REDA	
	Чугун СЧОЗЦ01Б ТУ 26-4111- 001 88	Чугун ЧН16ВТГХШ ТУ 26-06 1305- 95	ЖГр1Д15ТУ 3631 001- 24064238-94	Ni ResiSt, тип I	Ni Resist, тип Д-4 (сплав REDA 5530)
Железо	3,2—3,9	—	81—87,5	—	—
У глерод	—	2,7—3,1	0,5—1,0	—	—
Никель	—	15—17	—	15	30
Медь	—	6,1—8	12,0—18,0	6	
Хром	<0,12	0,7—1,5	—	2	5
Кремний	2,1—2,7	1,2—1,9	—	2	5
Молибден	—	—	—	—	2
Церий	<0,03	—	—	—	—
Бор	<0,01	—	—	—	—
Марганец	0,4—0,6	0,85—1,5	—	—	—
Сера	<0,05	—	—	—	—
Фосфор	<0,3	—	—	—	—
Механические свойства					
Твердость по Бринелю	130—180	120—180	100—140*	120—160	180—220
Предел прочности, кг/мм2	12,5 (на растя- жение)	18 (на сжатие)	18 (на сжатие)	**	**
Примечания
*	— большее значение соответствует технологическому процессу «спекания од-
новременно с инфильтрацией медью, меньшее — введению меди в шихту до
спекания»;
*	* — сведения отсутствуют.
Американские, китайские и европейские фирмы отливают
рабочие органы из «нирезиста» — чугуна, близкого по составу к
аустенитному коррозионностойкому чугуну.
640
Литейные свойства цериево-бористого чугуна и аустенитного
коррозионностойкого чугуна значительно отличаются: коррози-
онностойкий чугун обладает повышенными усадочными свой-
ствами и имеет высокую температуру заливки.
Аустенитный коррозионностойкий чугун склонен к мартен-
ситному превращению, сопровождающемуся увеличением объе-
ма отливки при низких температурах. Поэтому весьма важным
свойством аустенитного коррозионностойкого чугуна является
«ростоустойчивость» при температурах минус 55—60 °C.
Рост зерна и нестабильную твердость отливки можно устра-
нить строгим соблюдением химического состава шихтовых ма-
териалов и технологического регламента литья.
Конструкция ступеней насосов создает определенные техно-
логические сложности в их производстве из-за малых диамет-
ральных габаритов деталей, узких гидравлических каналов, тон-
ких профилей лопаток, а также высоких требований к шерохо-
ватости поверхностей.
Традиционная технология изготовления ступеней российскими
производителями — литье, причем, гидравлические каналы вы-
полняются в песчаных стержнях.
В погружных насосах используются две принципиально раз-
личные конструкции рабочих органов: с цилиндрическими и с
наклонно-цилиндрическими формами лопаток.
В рабочих органах с цилиндрическими лопатками образую-
щие цилиндрических лопаток параллельны оси детали, что по-
зволяет при изготовлении литейных стержней извлекать все ло-
патки стержневого ящика, формирующего стержень, одним дви-
жением, параллельным основной оси отливки. Значительно слож-
нее изготовление литейного стержня рабочих органов с наклон-
но-цилиндрическими лопатками, так как образующие таких ло-
паток не параллельны оси насоса. Лопатки стержневого ящика,
формирующего стержень, извлекаются из него под определен-
ным углом к основной оси. Для обеспечения движения лопаток
стержневого ящика механическим способом требуется весьма
сложная конструкция стержневой оснастки.
Литейные стержни рабочих органов с цилиндрическими ло-
патками формуются в настоящее время на пескострельных по-
луавтоматах по «горячим ящикам», т.е. с использованием термо-
реактивных смол в качестве крепителя [22].
41 Ивановский
641
Стержни рабочих органов с наклонно-цилиндрическими ло-
патками формуются из сырых стержневых смесей на пескост-
рельных машинах с ручной разборкой стержневых ящиков и с
последующей тепловой сушкой стержней.
Качество отливок значительно зависит от стабильности тех-
нологических процессов: качества песка, крепителей, смол, плот-
ности набивки стержней, форм и прочности стержней.
Требования к качеству отливок рабочих органов установлены
ТУ-26-06-4111-001-88 и ТУ 26-06-1305-95, в которых оговарива-
ются требования к отливкам по точности, шероховатости, рако-
винам, спаям, недоливам и т.д.
Отклонение по ширине в меридиональном сечении рабочих
каналов свыше плюс 0,3, минус 0,2 мм, наличие дефектов, уве-
личивающих гидравлическое сопротивление каналов — шерохо-
ватости, приливов, раковин и т д., сверх разрешаемых ТУ, при-
водит к снижению параметров ступени и насоса по напору и
КПД ниже допустимых.
Шероховатость отливок находится в пределах Rz 40 ... 80 мкм
по ГОСТ 2789-83.
Этот интервал характерен для отливок рабочих органов, из-
готавливаемых как российскими предприятиями, так и фирма-
ми США, Китая и Европы. Более низкую (RzlO) шерохова-
тость позволяет получить альтернативная традиционному ли-
тью технология получения заготовок методом порошковой ме-
таллургии, разработанным АО «Новомет», которая предусмат-
ривает:
—	приготовление шихты требуемого химического состава;
—	изготовление прессовок фрагментов (разный химический
состав фрагментов позволяет придать им после спекания требу-
емый комплекс физико-химических свойств);
—	сборка фрагментов в детали;
—	спекание деталей с одновременным соединением прессо-
вок-фрагментов в единые заготовки по оригинальной запатен-
тованной технологии;
—	механическая обработка заготовок;
—	пропитка готовых изделий составами, затрудняющими со-
леотложение и повышающими коррозионную стойкость.
Порошковая технология изготовления ступеней позволяет
существенно повысить КПД насосов (рис. 5.160) [22].
642
Рис. 5.160. Характеристики ступеней насосов ЭЦНМ,
изготовленных по порошковой технологии:
— СН5-50 — серийная ступень,
— СНВ5-50 — новая, высоконапорная ступень
Порошковая технология позволила АО «Новомет» произво-
дить к насосам высоконапорные ступени новой, запатентован-
ной конструкции, которые развивают повышенный по сравне-
нию с серийными ступенями напор на режимах малых и боль-
ших подач. Форма напорной характеристики высоконапорной
ступени удовлетворяет эксплуатационным требованиям освоения
скважин после ремонта, хотя при этом КПД высоконапорных
ступеней по сравнению с аналогичными ступенями, изготовлен-
ными по порошковой же технологии, несколько снижается.
Высокие гидравлические характеристики насосов обеспечи-
вает материал райтон, который фирма REDA использует наряду
с нирезистом для изготовления рабочих органов насосов низкой
и средней производительности [22].
Райтон — полифенилиновая сульфидная смола (полисуль-
фон), созданная фирмой «Philips Petroleum Со» (США) для из-
готовления деталей и покрытий. Материал характеризуется от-
личной химической сопротивляемостью и способностью не те-
рять своих свойств при температурах до 232 °C. Райтон исполь-
643
зуется для изготовления рабочих колес насосов. В шифрах таких
насосов опущена буква «No, обозначающая нирезист, напри-
мер, насос D1400.
Рабочие колеса из райтона превосходят по коррозионной,
абразивной и высокотемпературной стойкости рабочие колеса
из нирезиста из-за низкой теплостойкости шайбы из фенольно-
го ламината, применяемой в металлических колесах.
Рабочие колеса и направляющие аппараты ЭЦН фирмы EST
изготавливаются литьем из сплава Туре 1 Niresist (ASTM Ф436).
Корпуса изготавливаются из низкоуглеродистой стали (С1035
или эквивалентной).
Материалом модуль-головки является низкоуглеродистая сталь
(С 1026 или эквивалентная).
Валы изготавливаются из высокопрочной нержавеющей ста-
ли (Nitronic 50 или эквивалентной). Концы валов имеют шлицы
в соответствии SAE. Материалом муфты валов является высоко-
прочная нержавеющая сталь или сплав К-500 Monel.
Болты для соединения секций насоса изготавливаются из стали
А151 3140, 4037 или 5137. Имеются также болты из сплава К-500
Monel.
Все кольцевые уплотнения отливаются из высоконасыщен-
ного нитрила, используемого также в погружных электродвига-
телях.
Сетка входного модуля изготавливается из нержавеющей стали.
Для снижения отложений солей и парафинов применяются
эпоксидные и тефлоновые покрытия. Толщина эпоксидного
покрытия — 0,1—0,2 мм, тефлонового — 0,025—1,8 мм. Напы-
ление твердого покрытия (вольфрам, карбид хрома) повышает
абразивостойкость ступени.
Особенности конструкции насосов, характеризующиеся боль-
шим соотношением длины к диаметру и высокими нагрузками
на корпуса и валы, обуславливают высокие требования к точно-
сти их изготовления и прочностным характеристикам (табл. 5.74,
5.75) [22].
Для условий работы в активнокоррозионной среде фирма
REDA выпускает насосы с корпусными деталями (модуль на-
соса, входной модуль, головка) из сплава Redalloy (редаллой),
представляющего собой ферритную сталь, содержащую 0,008%
углерода.
644
Таблица 5.74
Требования к корпусам насосов
Наименование	Технические требования фирмы Centrilift	По ТУ 14-3-1941-94
Непрямолинейность оси внутренней поверхности, мм на 1000 мм	0,08	0,15
Допуск на внутренний диаметр, мм	0,078	0,12
Допуск на наружный диаметр, мм	0,279	0,36-0,53
Шероховатость внутренней поверхности	Ra 1,6	Ra 1,6-4,5
Предел текучести, МПа	550	400
Вид обработки внутренней поверхности	хонингование, растачивание	без обработки
Таблица 5.75
Технические требования к валам насосов
Показатель	Материал		
	К-Монель (США)	ОЗХ14Н7В ТУ 14-1-3645-83	Н65Д29-ЮТ-ИШ (К-Монель) ТУ 14-1-3917-85
Максимальная кривизна на 1 м, мм	0,028	0,15	0,15
Предел прочности, МПа	1,08-,09	0,930, не менее	0,930
Предел текучести, МПа	0,99-1,02	0,785, не менее	0,780
Относительное удлинение, %	23,3-25,6	10, не менее	11, не менее
Относительное сжатие, %	54-54,7	50, не менее	20, не менее
645
Основные конструктивные отличия насосов американского
производства:
•	осевая сила от валов насоса передается осевой опоре, поме-
щенной в протекторе.
•	наличие насосов с частично или полностью фиксирован-
ными на валу рабочими колесами модуль-секции.
Более свободная посадка по сопряжению «направляющий
аппарат — расточка корпуса насоса» (табл. 5.76) и установка
резиновых колец, помещенных в это сопряжение.
Таблица 5.76
Величины зазоров между обоймой направляющего аппарата
и расточкой корпуса
Фирма- изготовитель	Зазор на диаметр по центрирующему участку обоймы, мм	Процент длины центрирующего участка от монтажной высоты аппарата	Зазор на диаметр по свободному участку обоймы, мм
REDA	0,15...0,31	45...50	0,4...0,46
Centrilift	0,12...0,58	30...35	0,4...0,63
ODI	0,12 ..0,56	18. .20	0,48...0,56
Российские изготовители	0,06...0,28	60...70	0,50...0,56
Более свободная посадка по этому сопряжению и резиновые
кольца, размещенные по определенному порядку по длине сек-
ции, позволяют компенсировать возможные несоосности и амор-
тизировать радиальную вибрацию.
Основные виды материалов, применяемых для изготовления
газосепараторов УЭЦН, представлены в табл. 5.77, 5.78 [22, 25, 26].
Для изготовления корпусных деталей газосепараторов и дис-
пергаторов к насосам фирмы REDA применяются углеродистые
стали и Редаллой.
Для изготовления статоров погружных электродвигателей
применяются специальные электротехнические стали как отече-
ственного, так и импортного производства (табл. 5.79).
Валы погружных центробежных насосов изготавливают из прут-
ков со специальной отделкой поверхности. В качестве материалов
для прутков используют коррозионно-стойкую высокопрочную сталь
646
Таблица 5.77
Материалы основных деталей газосепараторов
типа МНГ и МНГК по ТУ 26-06-1416-84
Наименование детали	Материал	
	Марка	Нормативно-техническая документация
Газосепаратор типа МНГ		
Корпус	Сталь 35	ТУ 14-3-1941-94 и ТУ 14-3-1754-90
Головка	Сталь 45	ГОСТ 1050-74
Вал	Сталь ОЗХ14Н7В	ТУ 14-1-3645-83
Втулка защитная	Сталь 40X13	ГОСТ 5632-72
Колесо рабочее	Чугун СЧ03Ц01Б	ТУ 26-4111-001-88
Аппарат направляющий	Чугун СЧ03Ц01Б	ТУ 26-4111-001-88
Решетка	Чугун СЧ03Ц01Б	ТУ 26-4111-001-88
Шнек	Чугун СЧ03Ц01Б	ТУ 26-4111-001-88
Сепаратор	Чугун СЧОЗЦ01Б	ТУ 26-4111-001-88
Газосепаратор типа МНГК		
Корпус	Сталь 35	ТУ 14-3-1941-94
Головка	Сталь 45	ГОСТ 1050-74
Вал	Сплав Н65Д29ЮТ-ИШ	ТУ 14-1-3917-85
Втулка защитная	Сталь 40X13	ГОСТ 5632-72
Колесо рабочее	Чугун ЧН16Д7ГХШ	ТУ 26-06-1305-95
Аппарат направляющий	Чугун ЧН16Д7ГХШ	ТУ 26-06-1305-95
Решетка	Чугун ЧН16Д7ГХШ	ТУ 26-06-1305-95
Шнек	Чугун ЧН16Д7ГХШ	ТУ 26-06-1305-95
Сепаратор	Чугун ЧН16Д7ГХШ	ТУ 26-06-1305-95
ОЗХ14Н7В ((о = 930 МПа, (ст = 785 МПа) и сплав Н65Д29ЮТ-ИЩ
(К-монель-; св = 980 МПа, стт = 880 МПа). Заготовки для валов
(прутки) выпускаются диаметром 17, 20, 22, 25, 28 и 30 мм.
647
Таблица 5 78
Материалы основных деталей газосепараторов типа МН-ГСЛ по ТУ 313-019-92
Наименование детали	Материал	
	Марка	Нормативно-техническая документация
Корпус	Сталь 35	ТУ 14-3-1941-94 и ТУ 14-3-1754-90
Головка	Сталь 45	ГОСТ 1050
Основание	Сталь 45	ГОСТ 1050
Втулка защитная	Сталь 40X13	ГОСТ 5632
колесо рабочее	Чугун ЧН16Д7ГХШ	ТУ 26-06-1305-95
Решетка	Чугун ЧН16Д7ГХШ	ТУ 26-06-1305-95
Шнек	Чугун ЧН16Д7ГХШ	ТУ 26-06-1305-95
Вал (для МН-ГСЛ)	Сталь 03Х14Н7В	ТУ 14-1-3645-83
Вал (для МНК-ГСЛ)	Сплав Н65Д29ЮТ-ИШ	ТУ 14-1-3917-85
Для передачи крутящего момента на рабочие колеса насоса
используют шпоночное соединение. На валу фрезеруют общую
шпоночную канавку, в которую закладывают чистотянутые прут-
ки квадратной шпонки из латуни или стали.
Осевые опоры рабочих колес выполняют в виде торцового
выступа направляющего аппарата и шайбы рабочего колеса. Ма-
териал пары трения чугун (или нирезист) — текстолит марки ПТК.
Для насосов износоустойчивого исполнения шайбы рабочих
колес изготавливают из маслонефтестойкой резины (смесь 8470),
а торцовый выступ направляющего аппарата — из стали марки
40Х с закалкой ТВЧ до 48-56 HRC [22].
Другим вариантом является применение для износостойких
насосов материалов, приведенных в табл. 5.80. Данные материа-
лы применяют не только АО «Лебедянский машиностроитель-
ный завод» (АО «Лемаз»), но другие отечественные фирмы [25].
648
Таблица 5.79
Сравнительная характеристика электротехниче ских сталей
с термостойким электроизоляционным покрытием
Марка электро- технической стали	Источник информации	Магнитная индукция, Тл, при напряжен- ности магнит- ного поля, А/м		Удельные магнитные потери, Вт/кг		Временное сопротив- ление, кгс/мм2	Наличие кремния, %	Твердость по Виккерсу HV5/15
		В2500	взооо	Р1,0/50	Р1,5/50			
1	2	3	4	5	6	7	8	9
2215Т ТУ 14-1-3496-91	Испытание образцов Исходное состояние Испытание образцов после обжига	1,68 1,68	—	1,6 1,45	3,62 з,з	43,2	1,72	145
Н20 Nippon Steel Corporation Япония	Проспект Испытание образцов Исходное состояние	1,62 1,59	1,68	2,3 1,9	5,4 3,89	44 43	1,58	137
2550 Д1-мах cpieb Италия	Проспект Испытание образцов Исходное состояние	1,55 1,54	1,65 1,64	2,5 2,19	5,8 4,61	46,5	1,96	143-150
Варианты конструктивного исполнения насосов 2 ЛЭЦН5
Таблица 5 80
Наименование	Условное обозна- чение	Назначение по перекачи- ваемым средам	Тип модуля- секции	Материалы основных элементов				
				Рабочих колес и направ- ляющих аппаратов	Вала	Пары трения пяты	Пары трения радиаль- ных подшип- ников	Пары трения осевых опор рабочих колес
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Стандартное исполнение	S (standard)	pH = 6,0-8,5 КВЧ до 0,1 г/л	С соединением «фланец — корпус»	Модифици- рованный чугун	Сталь 03X14 Н7-В	«Сталь- бельтинг» 3)	«Сталь - бронза»	Верхняя — «тексто- лит — чугун», нижняя — «текстолит —чугун» 4> допол — «резина- чугун»
Стандартное с повышен- ной вибро- стойкостью	SVR (standard/ vibrate- resistant)	рН=6,0—8,5 КВЧ до 0,1г/л	С соединением «фланец — корпус», дополнительным и радиальными подшипниками	Модифици- рованный чугун	То же	То же	То же	
Повышен ной корро- зионной стойкости	CR (corrosive- resistant)	pH = 5,0-8,5 КВЧ до 0,1 г/л	С соединением «фланец — корпус»	Чугун «нирезист»	-п -	-п -	-// -	-//-
Продолжение табл. 5.80
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Повышенной коррозионной и вибро- стойкости	CVR (corrosive- vibrate- resistant)	pH = 5,0-8,5 КВЧ до 0,1 г/л	С соединением «фланец — корпус», дополнительным и радиальными подшипниками	То же	-//-	-//-	'//-	-//-
Коррозионно- стойкое	CRH (H2S- corrosion resistant)	pH = 5,0-8,5 КВЧ до 0,1 г/л НдЗ до 1,25 г/л	С соединением «фланец — корпус»	-п -	Сплав «К- монель	-//-	'// -	-//-
Коррозионно- вибростойкое	CVRH (H2S - corrosion- vibrate- resistant)	pH = 5,0-8,5 КВЧ до 0,1 г/л НзЗ до 1,25 г/л	С соединением «фланец — корпус», дополнительным и радиальными подшипниками	-//-	Сплав «К- монель »	-//-	-//-	-//-
С подшипни- ками повы- шенной износо- стойкости	ARB (abrasive- resistant bearing)	pH = 5,0-8,5 КВЧ до 0,2 г/л	То же	-и -	Сталь 03X14 Н7-В	«Si — графит — Si - графит»	«Резина - Si - графит»	-//-
Продолжение табл. 5.80
1	2	3	4		5	6	7	8	9
Повышенной износо- стойкости	AR (abrasive- resistant)	pH = 5,0—8,5 КВЧ до 1г/л	-	-//-	-//-	То же	То же	То же	Верх.: «текстолит — чугун» ниж.: «резина — Si-графит» 5) допол. : «резина — чугун»
Износостойкое	ARH (High abrasive- resistant)	pH = 5,0-8,5 КВЧ до 2г/л		'//-	Износо- стойкий чугун 2)	-//-	«Карбид— карбид»	-//-	Верх.: «тексто- лит — чугун» ниж.: «тв. сплав тв.сплав» допол.: «резина — чугун»
’> КВЧ — концентрация взвешенных частиц;
’< Модифицированный чугун с диффузионным насыщением поверхностного слоя карбидом алюминия.
3)	По заказу потребителя для любых исполнение возможно изготовление пяты с опорными шайбами из карбида.
4)	В исполнениях Sxx и Сххх возможны варианты нижней опоры «резина-закал. — сталь 40X13», «текстолит-закал,
чугун», верхней опоры — «чугун — чугун».
51	По спецзаказу нижняя опора может быть изготовлена с парой «твердый сплав — твердый сплав».
Гидростатический подшипник представляет собой стальной
конус, гуммированный износоустойчивой нефтестойкой рези-
ной 8470. Опорный диск выполнен из закаленной до высокой
твердости стали 40X13.
Для повышения износостойкости опор скольжения ЭЦН в
цМАШ РАН разработаны два типа конструкционной оксид-
ной керамики: на основе диоксида циркония, стабилизирован-
ного 3% окиси иттрия, и на основе окиси алюминия, упрочнен-
ной диоксидом циркония (23,5—30%) [27].
5	.5. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ВЫБОР УЗЛОВ
УСТАНОВКИ ЭЦН ПО УСЛОВИЯМ ДОБЫЧИ НЕФТИ
ИЗ СКВАЖИНЫ
Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, в
узком, конкретном значении, понимается определение типораз-
мера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную
добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или
близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре,
мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под
подбором понимается определение основных рабочих показателей
взаимосвязанной системы «нефтяной пласт — скважина — насос-
ная установка» и выбор оптимальных сочетаний этих показате-
лей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в
конечном итоге все они должны быть направлены на один ко-
нечный результат — минимизацию себестоимости единицы про-
дукции — тонны нефти.
Подбор установок центробежных насосов к нефтяным
скважинам ведется по алгоритмам, в основу которых поло-
жены многократно апробированные в нефтяной промыш-
ленности положения и результаты работ, посвященных изу-
чению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной
зоне пласта [2, 31], движению газо-водо-нефтяной смеси по
колонне обсадных труб, законам изменения газосодержания,
Давления, плотности, вязкости и т.д., изучению теория рабо-
ты центробежных погружных агрегатов, в первую очередь —
653
скважинных центробежных насосов, на реальной пластовой
жидкости.
В настоящей главе рассмотрены основные положения мето-
дики подбора УЭЦН к нефтяным скважинам
Работы по созданию методик подбора УЭЦН к скважинам
начались практически одновременно с созданием самих устано-
вок ЭЦН.
К основными работами по подбору УЭЦН к нефтяным сква-
жинам необходимо отнести работы П.Д. Ляпкова, методики, со-
зданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть, в НК «ЮКОС»
и работу, выполненную В.С. Линевым.
В 70-х годах опубликованы методики фирмы TRW Reda [31],
расчеты по которому проводились на ЭВМ «ЮНИВАК 1108» и
методики, разработанные в ОКБ БН [31].
Расчет по методике [31] проводился на ЭВМ «Наири», а для
более поздних методик были созданы программы расчетов на
ЭВМ серии ЕС.
Обзор и краткий анализ современных программ и методик
подбора УЭЦН к нефтяным скважинам представлен ниже.
5	5 1 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ ПОДБОРА
УЭЦН К НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ
Как уже указывалось ранее, методика подбора УЭЦН к сква-
жинам основывается на знаниях законов фильтрации пластово-
го флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах дви-
жения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне скважи-
ны и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центро-
бежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать
точные значения температуры как перекачиваемой жидкости,
так и элементов насосной установки, поэтому в методике под-
бора важное место занимают термодинамические процессы вза-
имодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесу-
щего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым
флюидом, термодинамические характеристики которого меня-
ются в зависимости от окружающих условий [31].
Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН
есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях,
654
позволяющих создавать более или менее адекватные модели ра-
боты системы «пласт — скважина — насосная установка».
В общем случае к таким вынужденным допущениям, не веду-
щим к значительным отклонениям расчетных результатов от ре-
альных промысловых данных, относятся следующие положения:
1. Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной
зоне пласта во время процесса подбора оборудования является
стационарным, с постоянными значениями давления, обводнен-
ности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.
2. Инклинограмма скважины является неизменным во вре-
мени параметром.
Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допущениях
выглядит следующим образом:
1.	По геофизическим, гидродинамическим и термодинами-
ческим данным пласта и призабойной зоны, а также по плани-
руемому (оптимальному или предельному в зависимости от за-
дачи подбора) дебиту скважины определяются забойные вели-
чины — давление, температура, обводненность и газосодержа-
ние пластового флюида.
2.	По законам разтазирования (изменения текущего давления
и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимае-
мости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также
по законам относительного движения отдельных составляющих
этого потока по колонне обсадных труб на участке «забой сква-
жины — прием насоса» определяется необходимая глубина спуска
насоса, или, что практически то же самое — давление на приеме
насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрега-
та. В качестве одного из критериев определения глубины под-
вески насоса может быть выбрано давление, при котором сво-
бодное газосодержание на приеме насоса не превышает опреде-
ленную величину. Другим критерием может являться максималь-
но допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме
насоса.
В случае реального и удовлетворяющего потребителя резуль-
тата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляет-
ся переход к п. 3 настоящей методики.
Если же результат расчета оказывается нереальным (напри-
мер — глубина спуска насоса оказывается больше глубины са-
мой скважины), расчет повторяется с п. 1 при измененных ис-
655
ходных данных — например — при уменьшении планируемого
дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности сква-
жины (после планируемой обработки призабойной зоны плас-
та), при использовании специальных предвключенных устройств
(газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д.
Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возмож-
ный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважи-
ны от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбира-
ется уточненная глубина подвески.
3.	По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и
насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту,
обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности плас-
товой жидкости и устьевым условиям определяется потребный
напор насоса.
4.	По планируемому дебиту и потребному напору выбирают-
ся насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в
непосредственной близости от расчетных величин дебита и на-
пора. Для выбранных типоразмеров насосных установок прово-
дится пересчет их «водяных» рабочих характеристик на реаль-
ные данные пластовой жидкости — вязкость, плотность, газосо-
держание.
5.	По новой «нефтяной» характеристике насоса выбирается
количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным па-
раметрам — подаче и напору. По пересчитанным характеристи-
кам определяется мощность насоса и выбирается приводной
электродвигатель, токоведущий кабель и наземное оборудова-
ние (трансформатор и станция управления).
6.	По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по
мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электро-
двигателя определяется температура основных элементов насос-
ной установки — обмотки электродвигателя, масла в гидроза-
щите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета тем-
ператур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по
теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также
исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла
гидрозащиты.
Если расчетная температура оказывается выше, чем предель-
но допустимая для применяемых в данном конкретном регионе
элементов насосных установок или заказ высокотемпературных
656
дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести
для других насосных установок (с измененными характеристи-
ками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с
большим внешним диаметром двигателя и т.д.).
7.	После окончательного подбора УЭЦН по величинам пода-
чи, напора, температуры и габаритным размерам проводится
проверка возможности использования выбранной установки для
освоения нефтяной скважины после бурения или подземного
ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для рас-
чета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жид-
кость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется
для измененных плотности и вязкости, а также для других зави-
симостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя
к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном
расчете определяется максимально возможное время безостано-
вочной работы погружного агрегата при освоении скважины до
достижения критической температуры на обмотках статора по-
гружного двигателя.
8.	После окончания подбора УЭЦН, установка при необхо-
димости проверяется на возможность работы на пластовой жид-
кости, содержащей механические примеси или коррозионно-
активные элементы. При невозможности заказа для данной кон-
кретной скважины специального исполнения износо- или кор-
розионно-стойкого насоса определяются необходимые геолого-
технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить
влияние нежелательных факторов.
5 5 2 АЛГОРИТМ «РУЧНОГО» ПОДБОРА
УЭЦН К СКВАЖИНЕ
При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуще-
ствляемом с помощью «ручного» счета (калькулятор, программы
в оболочке EXCEL, ACCESS), необходимо для сокращения вре-
мени ввода данных и времени расчета использовать некоторые
дополнительные допущения и упрощения в методике подбора [31].
Основными среди этих допущений являются:
1.	Равномерное распределение мелких пузырьков газа в жид-
кой фазе при давлениях, меньших давления насыщения.
657
42 Ивановский
2.	Равномерное распределение нефтяной и водяной состав-
ляющих в столбе откачиваемой жидкости на участке «забой сква-
жины — прием насоса» при любых величинах дебитов скважины.
3.	Пренебрежение «скольжением» нефти в воде при движе-
нии жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ.
4.	Тождество величин давлений насыщения в статических и
динамических режимах.
5.	Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема
насоса, сопровождающийся снижением давления и выделением
свободного газа, является изотермическим.
6.	Температура погружного электродвигателя считается не
превышающей нормальную рабочую температуру, если скорость
движения охлаждающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее
рекомендуемой в технических условиях на ПЭД или в Руковод-
стве по эксплуатации установок ЭЦН.
7.	Потери напора (давления) при движении жидкости от за-
боя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до
устья скважины пренебрежимо малы по сравнению с напором
насоса.
Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие ис-
ходные данные:
1.	Плотности, кг/куб.м:
воды;
сепарированной нефти;
газа в нормальных условиях;
2.	Вязкости, м2/с (или Па-с):
воды;
нефти.
3.	Планируемый дебит скважины, куб. м/сутки.
4.	Обводненность продукции пласта, доли единицы.
5.	Газовый фактор, куб. м/куб. м.
6.	Объемный коэффициент нефти, ед.
7.	Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м.
8.	Пластовое давление и давление насыщения, МПа.
9.	Пластовая температура и температурый градиент, °C, °С/м.
10.	Коэффициент продуктивности, куб. м/МПа-сутки.
И. Буферное давление, МПа.
12. Геометрические размеры обсадной колонны (наружный
диаметр и толщина стенки), колонны НКТ (наружный диаметр
658
и толщина стенки), насоса и погружного двигателя (наружный
диаметр), мм.
Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последователь-
ности:
1.	Определяется плотность смеси на участке «забой скважи-
ны — прием насоса» с учетом упрощений:
Рсм= [рв b + Рн(1-6)1(1-Г)+ргг,
где рн — плотность сепарированной нефти, кг/куб*. и
рв — плотность пластовой воды,
рг — плотность газа в стандартных условиях; ' *
Г — текущее объемное газосодержание;
b — обводненность пластовой жидкости.
2.	Определяется забойное давление, при котором обеспечи-
вается заданный дебит скважины:
Р fi = Р - Q/К ,
где Рпл — пластовое давление;
Q — заданный дебит скважины;
КПрОд — коэффициент продуктивности скважины. 1 1
3.	Определяется глубина расположения динамического уров-
ня при заданном дебите жидкости:
Ндин ^скв Рдаб I Рем & *
4.	Определяется давление на приеме насоса, при котором га-
зосодержание на входе в насос не превышает предельно-допус-
тимое для данного региона и данного типа насоса (например —
Г = 0,15):
Р = (1 - Г) Р ,
(при показателе степени в зависимости разгазирования плас-
товой жидкости т = 1,0).
где: Рнас — давление насыщения.
659
5.	Определяется глубина подвески насоса:
Z = Н +P/pg.
6.	Определяется температура пластовой жидкости на приеме
насоса:
Т = Т - (£ - L) • G ,
ПЛ v СКВ	' т’
где Тпл — пластовая температура;
GT — температурный градиент.
7.	Определяется объемный коэффициент жидкости при дав-
лении на входе в насос:
В* = b + (1 - Ь) [ 1 + (В - 1) ч'Р /Р ,
где В — объемный коэффициент нефти при давлении насы-
щения;
b — объемная обводненность продукции;
Рпр — давление на входе в насос;
Рнас — давление насыщения.
8.	Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:
<2,.р = Q • в*-
9.	Определяется объемное количество свободного газа на входе
в насос:
G = G [1 - (Р /Р )],
где G — газовый фактор.
10.	Определяется газосодержание на входе в насос:
b = 1 / [(( 1 + Р ) В*) / G ] + 1 .
вх / 1А\	пр '	' ' пр J
11.	Вычисляется расход газа на входе в насос:
Q = Q В / (1 — В ) .
пр С «'ПР ’ вх ' ' Г вх'
660
12.	Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсад-
ной колонны на входе в насос:
С = Q /f,
где /скв — площадь сечения скважины на приеме насоса.
13.	Определяется истинное газосодержание на входе в насос:
<р = ₽Вх/[1 + (с/О Рпр],
где Сп — скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от
обводненности продукции скважины (Сп = 0,02 см/с при b < 0,5
или Сп = 0,16 см/с при b > 0,5).
14.	Определяется работа газа на участке «забой — прием насоса»:
р, = рнас «1 / а - Ф)] - и.
15.	Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса —
устье скважины»:
Рг2 = Р„ас Ш / О - (И
где рбуф = 1 / [(( 1 + Р6уф) Вбуф*)/Обуф] + 1;
Фбуф = Рбуф / [1 + (Сп / С) Рбуф].
Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья сква-
жины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.
16.	Определяется потребное давление насоса:
Р = р g L + Р, . — Р. — Р,,	'
~ ° дин буф г! г2 ’
где £дин — глубина расположения динамического уровня;
Рбуф ~~ буферное давление;
Рг| — давление работы газа на участке «забой — прием насоса»;
Рг2 — давление работы газа на участке «нагнетание насоса —
устье скважины».
661
17.	По величине подачи насоса на входе, потребному давле-
нию (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колон-
ны выбирается типоразмер погружного центробежного насоса и
определяются величины, характеризующие работу этого насоса
в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в
режиме подачи, равной «О» (напор, мощность).
18.	Определяется коэффициент изменения подачи насоса при
работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной харак-
теристики:
KOv = 1 - 4,95 v о-**  QoB0,57,
где v — эффективная вязкость смеси;
£оВ — оптимальная подача насоса на воде.
19.	Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за
влияния вязкости:
К = 1 - 1,95 v04/Он°>27.
20.	Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:
К = 1 / [1 + (6,02 Спр//скв)],
где f скв — площадь кольца, образованного внутренней стен-
кой обсадной колонны и корпусом насоса.
21.	Определяется относительная подача жидкости на входе в
насос:
q ~ пр / 2оВ,
где 2оВ — подача в оптимальном режиме по «водяной» харак-
теристики насоса.
22.	Определяется относительная подача на входе в насос в
соответствующей точке водяной характеристики насоса:
% = QЖ пр ! ^оВ
662
23.	Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом
газосепарации:
В =В (1-К).
• пр ^вх х	с7
24.	Определяется коэффициент изменения напора насоса из-
за влияния вязкости:
Кн = 1 - (l,07v°’6 q / Q °-57).
Hv	v 5	^лр ' xoB 7
Для определения изменения напора и других показателей ра-
боты центробежных погружных насосов при вязкости жидко-
сти, значительно отличающейся от вязкости воды и вязкости
девонской нефти в пластовых условиях (более 0,03—0,05 см2/с),
и незначительном содержании газа на приеме первой ступени
насоса для учета влияния вязкости можно воспользоваться но-
мограммой П.Д. Ляпкова (рис. 5.162) [8].
Номограмма построена для пересчета характеристики насо-
са, полученной при нагнетании воды, на характеристику при
нагнетании однородной вязкой жидкости. На номограмме пун-
ктиром указаны кривые для пересчета характеристики насоса на
работу его с эмульсией различной вязкости. Пунктирные кри-
вые получены В.П. Максимовым.
Ограничение применения номограммы по содержанию в жид-
кости газа для различных типоразмеров насосов неодинаково.
Но можно сказать, что при газосодержании 5—7% и менее у
первой ступени насоса влияние газа на работу насоса можно не
учитывать и можно пользоваться номограммой.
25.	Определяется коэффициент изменения напора насоса с
учетом влияния газа:
К= [( 1 - р)/(0,85-0,31 qnp )Д
где А = 1/ [15,4- 19,2 qnp + ( 6,8 qnp)2].
26.	Определяется напор насоса на воде при оптимальном ре-
жиме:
Н = Р / р g К KHv.
663
Рис. 5.162. Номограмма для определения коэффициентов пересчета
характеристики ЭЦН с учетом вязкости жидкости
27.	Вычисляется необходимое число ступеней насоса:
Z = H/h ,
' ст ’
где. hcT — напор одной ступени выбранного насоса.
Число Z округляется до большего целочисленного значения
и сравнивается со стандартным числом ступеней выбранного
типоразмера насоса. Если расчетное число ступеней оказывает-
ся больше, чем указанное в технической документации на выб-
ранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий
стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повто-
рить расчет, начиная с п. 17.
Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем ука-
занное в технической характеристике, но их разность составляет
не более 5%, выбранный типоразмер насоса оставляется для даль-
нейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает
расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и
изъятии лишних ступеней. Другим вариантом может быть реше-
ние о применении дросселя в устьевом оборудовании.
Дальнейший расчет ведется с п. 18 для новых значений рабо-
чей характеристики.
28.	Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости,
свободного газа и режима работы:
ц = К К ц „,
где г)оВ — максимальный КПД насоса на водяной характеристики.
29.	Определяется мощность насоса:
N= PQ/ц.
30.	Определяется мощность погружного двигателя:
^пэд ~ N / Лпэд •	*
31.	Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жид-
кости.
665
В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом
жидкости при смене скважинного насоса глушение осуществля-
ется заливкой тяжелой жидкости (воды, воды с утяжелителями).
При спуске нового насоса необходимо откачать насосом эту «тя-
желую жидкость» из скважины, чтобы установка начала рабо-
тать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сна-
чала необходимо проверить мощность, потребляемую насосом в
том случае, когда насос перекачивает тяжелую жидкость. В фор-
мулу для определения мощности вводится плотность, соответ-
ствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для начального
периода ее отбора).
При этой мощности проверяется возможный перегрев двига-
теля. По увеличению мощности и перегреву определяется необ-
ходимость комплектации установки более мощным двигателем.
По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вы-
теснение тяжелой жидкости из НКТ пластовой жидкостью, на-
ходящейся в насосе. В этом случае давление, создаваемое насо-
сом, определяется характеристикой работы насоса на пластовой
жидкости, а противодавление на выкиде — столбом тяжелой жид-
кости.
Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда от-
качка тяжелой жидкости ведется не в трап, а на излив, если это
допустимо по расположению скважины.
Проверка насоса и погружного двигателя на возможность от-
качки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении
скважины ведется по формуле:
Р = р gL + Р..+Р. - Р ,
гл г гл °	буф заб пл ’
где ргл — плотность жидкости глушения.
При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:
Н = Р / р g .
гл гл ' Г гл °
Величина Нгл сравнивается с напором Н паспортной водяной
характеристики насоса.
Определяется мощность насоса при освоении скважины:
N = Р Q/ц.
ГЛ	ГЛ >	1
666
Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при
освоении скважины:
дг = N / и
1 ПЭД гл гл / 'ШЭД •
32.	Установка проверяется на максимально допустимую тем-
пературу на приеме насоса:
Т > [Т],
где [Т] — максимально допустимая температура откачивае-
мой жидкости на приеме погружного насоса.
33.	Установка проверяется на теплоотвод по минимально до-
пустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сече-
нии, образованном внутренней поверхностью обсадной колон-
ны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхно-
стью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость
потока откачиваемой жидкости:
W= Q/F,
где F = 0,785 (D2 — J2 ) — площадь кольцевого сечения;
D — внутренний диаметр обсадной колонны;
d — внешний диаметр ПЭД.
Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывает-
ся больше минимально допустимой скорости откачиваемой жид-
кости [W], тепловой режим погружного двигателя считается нор-
мальным.
Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать
требуемое количество жидкости глушения при выбранной глуби-
не подвески, она (глубина подвески) увеличивается на Л£ = 10—
100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п. 5. Величина
зависит от наличия времени и возможностей вычислитель-
ной техники потребителя.
После определения глубины подвески насосного агрегата по
инклинограмме проверяется возможность установки насоса на
выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проход-
ки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вер-
тикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска
667
выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее
опасные участки скважины, прохождение которых требует осо-
бой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.
Необходимые для выбора установок данные по комплекта-
ции установок, характеристики и основные параметры насосов,
двигателей и других узлов установок даны как в настоящей кни-
ге, так и в специальной литературе [22].
Для косвенного определения надежности работы погружного
электродвигателя рекомендуется оценить его температуру, так
как перегрев двигателя существенно снижает срок его работы.
Увеличение температуры обмотки на 8—10 °C выше рекомендо-
ванной заводом-изготовителем снижает срок службы изоляции
некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета.
Вычисляют потери мощности в двигателе при 130 °C:
zy13O = JVH({i/[b2-
- % (TV /Л\н - d 2)2 Г)дн]} - 1)	(5.1)
где Ь2, с2 и d2 — расчетные коэффициенты (см. [30]); NH и ц дн —
номинальные мощности и КПДэлектродвигателя соответственно.
Перегрев двигателя определяют по формуле:
= b 3 Z N |30—с3 •	(5.2)
где Ь, и с, — коэффициенты (см. прил. 3 [30]).
Далее определяют температуру жидкости, охлаждающей дви-
гатель (?охл), и коэффициент, учитывающий влияние обводнен-
ности и наличие свободного газа на охлаждение двигателя:
t =t - (1,6-102 - 2,85-10 5 Q )(Н.-Н),	(5.3)
К = (2 -В) (1-0,75 PJ.	(5.4)
В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что
учитывается коэффициентом Kt.
Kt = 1 - b5 (1 - 0,0077 (т;Кт + ?охл)],	(5.5)
где Ь5 — коэффициент (см. прил. 3 [8]).
668
Тогда потери энергии в двигателе (УДО и его температура (?дв)
будут равны:
ZA'=XA\MKt	(5.6)
= to. + (Ьз S N-сз) КТ	(5.7)
Температура обмоток статора большинства двигателей не дол-
жна быть больше 130 °C. При несоответствии мощности выб-
ранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовоч-
ной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того
же габарита. В некоторых случаях возможен выбор двигателя
большего габарита по диаметру, но при этом необходимы про-
верка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с
внутренним диаметром обсадной колонны скважины.
При выборе двигателя необходимо учитывать температуру
окружающей жидкости и скорость ее потока. Двигатели рассчи-
таны на работу в среде с температурой до 90 °C. В настоящее
время лишь один типоразмер двигателя допускает повышение
температуры до 140 °C, дальнейшее же ее повышение снизит
срок службы двигателя. Такое использование двигателя допус-
тимо в особых случаях. Обычно желательно снизить его нагрузку
для уменьшения перегрева обмоточных проводов. Для каждого дви-
гателя рекомендуется своя минимальная скорость потока исходя
из условий его охлаждения. Эту скорость необходимо проверить.
Проверка параметров кабеля и НКТ
При проверке выбранного ранее кабеля необходимо учи-
тывать в основном три фактора: 1) потери энергии в кабеле;
2) снижение напряжения в нем при запуске установки; 3) габа-
рит кабеля.
Потери энергии в кабеле (в кВт) определяются из следующей
зависимости:
A N = 3 IR L 10 3,	(5.8)
каб	о каб ’	v '
где I— сила тока двигателя; L каб — вся длина кабеля (глубина
спуска двигателя и примерно 50 м кабеля на поверхности);
R 0 — активное сопротивление 1 м длины кабеля,
669
R о = П + a (' ка6 - 20)](5.31) р 20 / q ,	(5.9)
где р 20 — удельное сопротивление жилы кабеля при 20 °C с уче-
том нагартовки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом-мм2 /м;
q — площадь сечения жилы кабеля, мм2; а — температурный
коэффициент линейного расширения меди, равный 0,0041/°С;
t ка6 — температура жилы кабеля, которую можно при ориенти-
ровочных расчетах принять равной средней температуре в ство-
ле скважины.
Допустимую потерю энергии в кабеле можно определить эко-
номическим расчетом при сравнении затрат на дополнительную
энергию и затрат на замену кабеля с большим сечением и мень-
шими потерями энергии. Ориентировочно можно ограничивать
потери энергии 6—10% от общей мощности, потребляемой ус-
тановкой. Снижение напряжения в кабеле при работе установки
компенсируется трансформатором, поэтому к электродвигателю
в нормальном режиме его работы подводится его рабочее на-
пряжение. Но при пуске двигателя сила тока возрастает в 4—5
раз и снижение напряжения может быть настолько значитель-
ным, что двигатель не запустится. Поэтому необходимо прове-
рять снижение напряжения в кабеле при пусковом режиме. Это
особенно важно при кабелях большой длины. Снижение напря-
жения определяется из зависимости
AU пуск = (RO C0S ф + Хо Sin ф) 4уск £каб>	(5‘ 10)
где Хо — индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м;
для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм2 равно 0,1-10 3 Ом/м;
cos <р и sin <р — коэффициенты мощности и реактивной мощно-
сти установки соответственно; коэффициент мощности установки
достаточно велик благодаря значительной длине кабеля; при
правильной комплектации установки он равен 0,86—0,9.
Допустимое снижение напряжения указывается в заводской
характеристике двигателя. Оно сравнивается с рассчитанным по
формуле (5.10).
Допустимые сечения кабеля проверяются с учетом размеров
других элементов установки.
НКТ проверяются на допустимые гидравлические сопротив-
ления потоку, прочность и диаметр, обеспечивающий проход
У
670
оборудования в скважину. При движении жидкости потери на-
пора не должны превышать 5—6 % полезного напора насоса.
Гидравлические сопротивления определяются из зависи-
мости
А Р = р ж X (L v 2 / 2 d нкт).	(5.11)
При движении газожидкостной смеси такое определение со-
противлений дает весьма ориентировочные результаты.
Прочность труб проверяют с учетом веса колонны НКТ, дав-
ления откачиваемой жидкости и веса всего оборудования (кабе-
ля, погружного агрегата). Расчетные зависимости даны в разде-
ле 1 настоящей книги.
Проверка габаритов проводится согласно указаниям следую-
щего раздела данного параграфа.
Проверка диаметрального габарита погружного оборудования
Диаметральный габарит погружного оборудования должен
обеспечить спуск и подъем его без повреждения в скважину и
достаточно полное использование внутренней полости скважи-
ны. Обычно зазор между оборудованием и обсадными трубами
составляет 3—10 мм. При значительной глубине скважины и уве-
личенной кривизне ее необходимо принимать увеличенный за-
зор. Диаметральный габарит определяется обычно в трех сече-
ниях по длине оборудования. Первое сечение берется у муфты
НКТ. Здесь диаметральный габарит равен сумме диаметров ка-
беля и муфты с учетом плюсовых допусков на их изготовление.
Второе сечение берется над погружным агрегатом с учетом его
габарита и габарита ближайшей муфты НКТ, у которой нахо-
дится круглый кабель. Такая муфта обычно расположена в 10—
20 м от агрегата и вместе с последним представляет довольно
жесткую систему. Если габарит этого сечения (см. рис. 5.3) пре-
вышает допустимый, то трубы заменяются на меньший размер
на длине 40—50 м. Таким образом, уменьшается жесткость этой
системы (НКТ — погружной агрегат) без существенного увели-
чения потерь напора в трубах.
Последнее сечение — диаметральное сечение самого агрегата
(Da) без муфты, труб и круглого кабеля (см. рис. 5.3).
671
Если габариты оборудования неприемлемы в первом и после-
днем сечениях, необходимо изменить размер кабеля, НКТ, насоса
или двигателя. При этом проверяются расчетом и соответствующие
этапы выбора узлов установки, указанные в предыдущих разделах.
Проверка параметров трансформатора
и станции управления
Трансформатор проверяется на возможность поднять напря-
жение тока до суммы напряжения, требуемого двигателем, и
снижения напряжения в кабеле в рабочем режиме двигателя.
Кроме того, проверяется мощность трансформатора.
Снижение напряжения в кабеле определяется по зависимости
(5.9), но с учетом рабочей, а не пусковой силы тока. Мощность
проверяется сравнением мощности трансформатора (в кВА) и
мощности, которую необходимо ввести в скважину (в кВА).
При выборе станции управления необходимо учитывать тип
трансформатора, силу тока, подаваемого на двигатель, и неко-
торые другие условия.
КПД поверхностного оборудования для расчетов можно при-
нимать равным примерно 0,98.
5.5.3 АЛГОРИТМ «МАШИННОГО» ПОДБОРА
УЭЦН К СКВАЖИНЕ
Появление, бурный рост возможностей и повсеместное вне-
дрение электронно-вычислительных машин не мог не вызвать
стремление использовать их уникальные возможности для упро-
щения и ускорения проведения расчетов подбора установок ЭЦН
к нефтяным скважинам. При этом появляется возможность не
только ускорить подбор, но и повысить его точность за счет
отказа от многих упрощений, требующихся при ручном счете.
Так, например, при подборе с помощью ЭВМ, нет необходимо-
сти в некоторых допущениях.
При «машинном» подборе УЭЦН значение суммарного пере-
пада давления (АР) на расчетном участке обсадной колонны или
колонны НКТ складывается из нескольких основных составля-
ющих — потерь на трение, потерь на преодоление сил тяжести,
инерционная составляющая и работа газа.
672
Плотность газоводонефтяной смеси рассчитывается с учетом
скольжения газовой фазы по отношению к нефтяной и с учетом
скольжения самой нефти относительно воды. Учет эффекта от-
носительной скорости необходим на участке «забой скважины —
прием насоса» и желателен на участке «нагнетание насоса —
устье скважины». При определении плотности газоводонефтя-
ной смеси, особенно при условии Р < Рнас, необходимо учиты-
вать термодинамические зависимости процесса разгазирования
(давления, температуры, коэффициента сжимаемости, показа-
теля политропы и других факторов) и истинное газосодержание,
зависящее от структуры потока и влияния вязкостных сил. При
этом необходимо учитывать вязкость не только жидкой фазы
откачиваемого флюида, но и вязкость попутного нефтяного газа.
Возможность расчета изменений состояния откачиваемого флю-
ида с малым шагом по высоте столба (по глубине скважины)
обеспечивает возможность пренебречь дроссель-эффектом и
подсчитывать изменение температуры на участках по линейной
зависимости. Необходимо отметить, что при подборе УЭЦН с
помощью ЭВМ целесообразным, а часто и необходимым, явля-
ется точный термодинамический расчет, учитывающий тепло-
творную способность погружного оборудования, процессы теп-
лообмена в погружном насосе, на внешних поверхностях по-
гружного электродвигателя и кабеля, теплопередачу от потока
пластовой жидкости к стенкам колонны НКТ и обсадной ко-
лонны и теплообмен с окружающей средой.
При программном решении задачи подбора УЭЦН к скважи-
не необходимо представить характеристики насосов и погруж-
ных электродвигателей в виде зависимостей типа Н =/(0, как
при работе на воде, так и для работы на реальных жидкостях.
Расчет основных данных потока пластового флюида в колон-
не НКТ и в обсадной колонне ведется по одной и той же мето-
дике, а сам расчет может быть произведен как «сверху вниз», т.е.
используя в качестве начальных условий устьевые значения дав-
ления, температуры, дебита нефти, воды и газа; так и «снизу
вверх». В этом случае начальными условиями становятся плас-
товые и забойные величины (давление, температура, газовый
фактор, вязкость, плотность и т.д.).
В качестве исходных данных используются данные, приве-
денные в параграфе 5.5.2 настоящего раздела, однако в связи
673
43 Ивановский
с уменьшением количества допущений, эти данные должны
быть дополнены следующими величинами:
—	теплоемкость воды, нефти, газа;
—	коэффициенты теплопроводности материала труб, цемент-
ного камня и горных пород, через которые проведена скважина;
—	температурный градиент;
—	термодинамические характеристики попутного нефтяного
газа (коэффициент сжимаемости, состав, парциальные давле-
ния и т.д.);
—	коэффициент шероховатости внутренних поверхностей труб
(НКТ и обсадных);
—	инклинограмма обсаженной трубами скважины (с возмож-
но малым шагом инклинограммы, например, — Юм);
—	электротехнические показатели погружных двигателей и
токоведущих кабелей;
—	пластовые значения температуры, проницаемости и пори-
стости горной породы, водо- и газонасыщенности пласта;
—	коэффициент, характеризующий качество вскрытия плас-
та и фильтрационные процессы в призабойной зоне.
Методики пошаговых расчетов при «машинном» подборе
УЭЦН достаточно подробно описаны в [31].
Применение ЭВМ позволяет использовать указанную в п. 5.5.3
методику без упрощений, что при малом времени расчетов при-
водит к наиболее точным результатам. Однако сложность в дан-
ном варианте подбора УЭЦН к скважинам состоит в том, что
каждый новый подбор должен быть предварён комплексными
исследованиями пласта и его призабойной зоны, зоны перфора-
ции, забоя скважины, обсадной колонны, пластового флюида.
При использовании устаревших данных (давностью свыше 3—6
месяцев в зависимости от динамичности процессов разработки
месторождения и его свойств) или усредненных данных по ка-
кому-то пласту или месторождению эффект от «машинного»
подбора резко снижается, а затраты на разработку сложных все-
объемлющих программ подбора становятся просто необоснован-
ными.
Одними из первых развернутые методики подбора установок
ЭЦН за рубежом стали применять специалисты фирмы REDA.
Как уже указывалось, в 1972 г. фирма объявила о создании сис-
674
темы подбора насосов к скважинам «КОМПСЕЛ», с помощью
которой проектируются индивидуальные оптимальные насосные
системы для каждой конкретной скважины.
Данная система подбора базируется на основных данных по
всем выпускаемым фирмой REDA элементам УЭЦН, а также на
исходных промысловых данных. К исходным данным относится
информация о конкретной скважине (месторождение, номер или
название скважины, конструкция скважины — диаметр, глуби-
на, инклинограмма, зона перфорации; пластовые характеристи-
ки — удельный вес воды, нефти, газовый фактор, давление, тем-
пература на забое скважины, планируемые дебиты нефти и воды,
давление на устье скважины), а также история эксплуатации
данной скважины (средний дебит, обводненность, максимально
допустимый дебит скважины, глубина залегания продуктивного
пласта, длина и диаметр насосно-компрессорных труб, исполь-
зуемая насосная установка) и факторы, осложняющие добычу
нефти (наличие абразива, коррозии, парафина и др.).
Хотя фирма REDA не раскрывает структуру и алгоритмы, на
которых базируется их система подбора, однако сам набор ис-
ходных данных показывает, что фирмой применяется достаточ-
но упрощенная методика расчета основных данных при работе
насосных установок.
Более полной методикой подбора своих насосных установок
пользуются специалисты фирмы ESP. Кроме указанных в воп-
роснике фирмы REDA параметров, в опросном листе ESP зна-
чатся: коэффициент продуктивности, давление насыщения, тем-
пература забоя и устья скважины, вязкость нефти при разных
температурах, значения нескольких характерных точек кривой
разгазирования. Все это означает, что при подборе установок
используются зависимости для определения действительных вне-
шних характеристик погружных насосов при их работе на реаль-
ных жидкостях, а также методы определения реального измене-
ния фазового состояния откачиваемой жидкости на участках «за-
бой скважины — прием насоса» и «насос — устье скважины».
В вопроснике-заявке на оборудование и рекомендации фир-
мы Centrilift указывается тип пласта (песчаник, известняк и т.п.),
данные по давлению насыщения и кривой разгазирования,
однако не запрашиваются значения коэффициентов вязкости
нефти и пластовой воды. Это значит, что данные параметры
675
не применяются при расчетах значения истинной вязкости, плот-
ности и газосодержания водонефтегазовой смеси.
В 1997 г. на рынок вышла программа SubPUMP™, разрабо-
танная компанией Petroleum Information/Dwight's, USA.
Данная программа позволяет выбирать оптимальные реше-
ния по системе «Пласт — скважина — насос» для множества ва-
риантов подбора, отвечающим исходным требованиям пользо-
вателя.
Программа имеет развитый интерфейс, позволяющий рабо-
тать с различными системами единиц (СИ, американская и ка-
надская нефтепромысловые системы и другие), библиотеки со-
отношений «давление — объем — температура» для различных
пластовых флюидов, аппарат для использования данных по вяз-
кости при изменении температуры для расчетов движения жид-
кости по колоннам обсадных и насосно-компрессорных труб,
при движении в погружном насосе.
База данных программы SubPUMP1M содержит информацию
о характеристиках насососв, двигателей, кабелей, ступеней, гид-
розащиты, производимых крупнейшими поставщиками устано-
вок погружных центробежных насосов — компаниями Centrilift,
ESP, ODI, REDA, АЛНАС. Кроме базы данных в программе
сеть возможность изменять характеристики узлов и установок в
целом по итогам их стендовых испытаний.
Итогом работы программы SubPUMP™ вне зависимости от
подхода пользователя к проблеме подбора УЭЦН всегда являет-
ся система с максимальным КПД или с минимальными общими
затратами на добычу единицы скважинной продукции.
В последнее время появились материалы о программе
FloSystem 3, являющейся последней разработкой компании
Edinburg Petroleum Services Ltd, UK.
FloSystem 3 включает в себя две программы: WellFlo и
FieldFlo. WellFlo позволяет пользователю построить модель сква-
жины графическим способом или в виде таблицы, а также про-
извести подбор оборудования (УЭЦН или газлифт) при раз-
личных условиях эксплуатации. Программа FieldFlo работает с
объединенной моделью месторождения и отдельных скважин,
учитывая взаимовлияние нагнетательных и добывающих сква-
жин и процессы фильтрации пластовой жидкости в рабочих
пластах.
676
В базе данных программы имеются характеристики насосных
установок основных мировых производителей (в том числе —
фирмы АЛНАС), зависимости для расчетов изменения давле-
ния, температуры, газосодержания и других параметров в любой
точке интервала «забой — прием насоса», «прием насоса — вы-
кид насоса», «выкид насоса — устье скважины».
Программа SubPUMP™ работает под управлением Windows.
Фирмой «ОКБ БН — КОННАС» со второй половины 1980-х
годов активно внедрялся на нефтяных промыслах Советского
Союза пакет прикладных программ (ППП) СПИНАКЕР, кото-
рый, по утверждению авторов, представлял собой экспертную
систему, призванную обеспечивать высокую эффективность эк-
сплуатации нефтяных пластов, скважин и погружных центро-
бежных насосов. В данном пакете существует и решение задачи
о подборе УЭЦН к нефтяной скважине, использующее боль-
шую базу данных.
Данная база содержит сведения о конструкции скважин, свой-
ствах пластовых флюидов, о характеристиках электроприводно-
го насосного оборудования, и ретроспективы параметров техно-
логического оборудования. Необходимо отметить, что в данной
методике, переложенной для расчета на совместимые с PC IBM
компьютеры, применяется один из самых полных и имеющих
наименьшее количество допущений алгоритмов подбора обору-
дования к нефтяным скважинам [31]. Однако отсутствие допу-
щений, упрощающих алгоритм подбора, требует оперативного
получения самой полной и достоверной геолого-технической
информации, без которой применение ППП СПИНАКЕР ста-
новится нецелесообразным.
Несколько особняком стоит программный продукт, разрабо-
танный на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой
промышленности РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и яв-
ляющийся частью программно-аппаратного комплекса системы
диагностики работоспособности скважинных насосных устано-
вок [22].
Данная программа подбора и диагностики скважинного на-
сосного оборудования (как штангового, так и бесштангового —
УЭЦН, УЭВН, УЭДН) имеет, кроме развитой базы данных
(практически все выпускаемые в мире типоразмеры УЭЦН,
винтовых и диафрагменных насосов) большое число первич-
677
ных датчиков, установленных на добывающих скважинах. Это
позволяет получить оперативную промысловую информацию,
необходимую для качественного подбора оборудования. Ме-
тодически программа подбора УЭЦН (работает в оболочке
Windows) основана на положениях, рассмотренных в разделе 1
настоящей главы. Пакет указанных прикладных программ из-
вестен у нефтяников России под именем «Диагност», а ее бо-
лее поздние версии, направленные на подбор насосных уста-
новок для добычи нефти, — «Автотехнолог». В настоящее время
программа «Автотехнолог» имеет очень широкое распростра-
нение в нефтяной промышленности России и позволяет про-
изводить подбор всех типов насосных установок для добычи
нефти (УЭЦН, УЭВН, УЭДН, УШСН, УВНПП и т.д.) выпус-
каемых в мире, а также проводить виртуальную оптимизацию
работы системы «пласт — скважина — насосная установка».
Программа имеет также конверторы, позволяющие использо-
вать существующие на нефтяных промыслах базы данных по
конструкции скважин и инклинометрии, по пластовым дан-
ным, по наличию оборудования на базах производственного
обслуживания и на складах. Уточненные алгоритмы, удобный
интерфейс и наличие нескольких «ноу-хау» привели к тому,
что к концу 2001 г. программа «Автотехнолог» заняла доми-
нирующее положение на нефтяных промыслах Российской Фе-
дерации.
Еще одной методикой, имеющей программное переложе-
ние для работы на PC IBM и совместимых с ними машинах,
является методика, разработанная на кафедре разработки не-
фтяных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губки-
на. Данная методика является продолжением работ П.Д. Ляп-
кова, И.Т. Мищенко, В.И. Игревского и А Н. Дроздова. Про-
грамма адаптирована к быстрому подбору насосных установок к
скважинам по ограниченному количеству основных исходных
данных.
Программы подбора оборудования к скважинам были раз-
работаны в разное время в АО «Самаранефтегаз», АО «Тат-
нефть», АО «Башнефть», АО «Нижневартовскнефтегаз» и не-
которых других нефтедобывающих предприятиях. Все перечис-
ленные программы являются упрощенными с точки зрения за-
ложенных в них алгоритмов расчетов, но часто имеют доста-
678
точную для решения сиюминутных технологических задач точ-
ность и достоверность результатов.
Большое разнообразие методик и программ подбора устано-
вок погружных насосов для добычи нефти, предлагаемых отече-
ственными и зарубежными разработчиками, приводит к пробле-
ме рационального выбора среди них наиболее приемлемых для
потребителей.
Основными критериями выбора программы подбора УЭЦН
являются быстродействие, универсальность и подстраиваемость
программы; наличие, качество и объем базы данных; объем
внедрения УЭЦН или фонд эксплуатационных скважин; на-
личие или отсутствие у потребителя современной мощной
вычислительной техники; сложность задачи и требуемая точ-
ность получаемых результатов; стоимость программного про-
дукта.
В зависимости от набора требуемых параметров программы
подбора УЭЦН потребитель может выбрать для себя одну или
несколько программ и подпрограмм, обеспечивающих его по-
требности в подборе оборудования и оптимизации работы не-
фтяных скважин.
Основные сведения о некоторых современных программах и
алгоритмах подбора установок ЭЦН к нефтяным скважинам
приведены в табл. 5.81.
Общие сведения о программах подбора оборудования
Таблица 5.81
№ п/п	Программы подбора	Sub PUMP	Well Flo	REDA	ESP	SPIN NAKER	Авто- технолог	Насос
	Параметры программы	1	2	3	4	5	6	7
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Применимость программы	Универ- сальная	Универ- сальная	Универ- сальная	Универ- сальная	Универ- сальная	Универ- сальная	Универ- сальная
2	Наличие базы данных с историей режимов	Нет	Есть	Есть	Есть	Есть	Есть	—
3	Наличие базы данных по российским и импортным УЭЦН	Есть	Есть	Нет российс- ких УЭЦН	Нет российс- ких УЭЦН	Есть	Есть	Есть частич- но
4	Открытость архитектуры программы	Открытая	Открытая	Закрытая	Закрытая	Открытая до отдельных блоков	Закрытая	Закры- тая
5	Режим автоподбора оборудования	Нет	Нет	Есть	Есть	Есть	Есть	Нет
6	Учет ограничений всех уровней при подборе	Частично	Нет	Есть	Есть	Есть	Есть	Есть
7	Технико- экономические оценки подбора	Есть	Есть	Есть	Есть	Есть	Есть	Нет
8	Трехмерная геометрия скважины	Нет	Нет	Нет	Нет	Есть	Есть	Есть
Продолжение табл. 5.81
1	2	3	4	5	6	7	8	9
9	Деформация погружного агрегата	Нет	Нет	Нет	Нет	Есть	Есть	Нет
10	Учет фонтанирования по затрубью	Нет	Нет	Нет	Есть	Есть	Есть	Нет
11	Учет освоения скважины	Нет	Нет	Есть	Есть	Есть	Есть	Есть
12	Тепловой расчет ЭЦН	Есть	Нет	Нет	Есть	Есть	Есть	Нет
13	Тепловой расчет ПЭД	Нет	Нет	Есть	Есть	Есть	Есть	Нет
14	Тепловой расчет кабеля	Нет	Нет	Нет	Нет	Есть	Есть	Нет
15	Пенистость нефти	Нет	Нет	Нет	Нет	Есть	Есть	Нет
16	Число диспергирующих ступеней	Нет	Нет	Нет	Нет	Есть	Есть	Нет
17	Конверсия единиц измерения	Есть	Есть	Нет	Нет	Есть	Есть	Нет
18	Операционная программная среда	Windows	Windows Novell ware	Windows MS DOS	Windows MS DOS	Windows MS DOS	Windows	Wind- ows
5.5.4. СРАВНЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ВАРИАНТОВ УСТАНОВКИ ЭЦН
При проверке нескольких вариантов оснащения скважины
установками центробежных насосов необходимо сравнить их
экономические показатели по методике ОКБ БН. Причем про-
веряют наиболее характерные и различные для сравниваемых
установок затраты. Равные или примерно равные для установок
затраты не учитывают (например, стоимость скважины, поверх-
ностных трубопроводов, вспомогательного оборудования, обслу-
живания и т.д.). Для сравнения необходимо знать мощность,
потребляемую установкой, капитальные вложения, амортизаци-
онные отчисления и наиболее характерные затраты на ремонт
установок.
Мощность, потребляемая насосом, потери мощности в дви-
гателе и кабеле были определены в предыдущих разделах. КПД
трансформатора можно принять равным 0,98. Тогда мощность,
потребляемая ЭЦН, будет
N
1 ’ уст
N"/. + ^каб
/ 1д________
0,98
(5.12)
где г) д — КПД двигателя при рабочем режиме.
Эти величины позволяют найти сумму энергетических затрат
и платы за установленную мощность или за потребляемую элек-
троэнергию (Э).
В затратах на амортизацию основных средств (К) учтены все
основные узлы установки.
Условные затраты на ремонт (Р) установок учитываются зат-
ратами на спуско-подъемные операции и на затраты базы по
ремонту и обслуживанию установок погружных насосов.
Годовые затраты (С) находятся по формуле
С = К+Э + Р.	(5.13)
Необходимо обратить внимание на то, что энергетические
затраты состоят из оплаты энергии по счетчику (первая состав-
ляющая суммы) и платы за установочную мощность (вторая).
682
Стоимость оборудования берется по заводским прейскурантам.
Результаты расчетов позволяют сравнить глубины подвески на-
сосов, температуры двигателей и условные годовые затраты. На
основе этих данных выбирается наиболее рациональный вари-
ант установки глубинного центробежного насоса.
5.6. ПРИМЕРЫ ПРОЧНОСТНОГО РАСЧЕТА
ОСНОВНЫХ УЗЛОВ И ДЕТАЛЕЙ УЭЦН
При расчете насоса проверяют его габариты. Диаметры кор-
пусов насосов для скважин с обсадными колоннами одного но-
минального размера унифицированы. Корпус имеет внешние
диаметры, соответственно равные для колонн 146 мм с толщи-
ной стенки до 8 мм — 103, при всех толщинах стенки обсадной
колонны (вплоть до 12 мм) — 92; для колонн 168 мм — соответ-
ственно 114, 100 мм и для обсадных колонн внутренним диамет-
ром не менее 112 мм — соответственно 86 мм.
Длина корпуса насоса не должна превышать 6м — принятого
наибольшего размера унифицированного корпуса.
Высоконапорные насосы состоят из нескольких секций, в
корпусах которых размещаются все ступени.
Методика расчета корпуса насоса, разработанная Н.Ф. Ива-
новским, приведена ниже с некоторыми уточнениями.
Корпус рассчитывается следующим образом.
1. Выбирают исходные данные расчета: геометрические раз-
меры корпуса и его наиболее слабого места; напор, на который
рассчитывается корпус.
2. Определяют предварительную затяжку пакета ступеней.
Затяжка должна обеспечить плотность в месте сочленения сту-
пеней и предотвратить проворачивание направляющих аппа-
ратов.
Выражение для силы затяжки найдено с учетом упругости
корпуса и стягиваемых ступеней. Эта задача подобна задаче со-
промата по определению усилий, когда болт стягивает набор
деталей. Как известно, к системе болта относятся все детали,
деформация которых при повышении рабочей нагрузки увели-
чивается. В нашем случае болт — это корпус. К системе деталей
корпуса относятся все детали, деформация которых с повыше -
683
нием рабочей нагрузки уменьшается, в нашем случае к системе
корпуса относятся ступени.
Задача несколько усложнена тем, что рабочая нагрузка на
направляющие аппараты неравномерна по высоте насоса. Она
наибольшая для нижней ступени (сила от напора всех ступеней)
и наименьшая для верхней (сила от напора одной ступени).
Корпусы погружных центробежных насосов выполняются в
виде стальных труб с внутренней расточкой для центрирования
направляющих аппаратов, радиальных опор и узлов сочленения
при многосекционном исполнении насоса. Корпус имеет строго
ограниченную кривизну и разностенность.
Отличием корпуса погружного насоса от труб, сосудов и ре-
зервуаров является взаимодействие с пакетом ступеней. Пакет
ступеней (от 80 до 260 направляющих аппаратов и рабочих ко-
лес) размещается в корпусе и зажимается концевыми деталями
с цилиндрической резьбой. Затяжка пакета ступеней в корпусе
насоса должна быть такой, чтобы при работе насоса после пе-
рераспределения усилий направляющие аппараты не могли про-
ворачиваться под действием реактивного момента струи жид-
кости или трения рабочих колес о направляющие аппараты.
При недостаточной предварительной загяжке происходит рас-
крытие стыков верхних направляющих аппаратов, в результате
чего аппараты начинают вращаться. Все это приводит к ава-
рийному износу и выходу из строя всего насоса. Применитель-
но к погружным центробежным насосам группы деталей мож-
но разделить на две системы: система корпуса (аналогична си-
стеме болта в резьбовом соединении) и система направляющих
аппаратов (стягиваемые детали). Из условия нераскрытая сты-
ка предварительная затяжка пакета направляющих аппаратов
должна быть:
——Р,
4Н "I” ^*на
(5.14)
где Л,к — коэффициент податливости деталей системы корпуса;
лна — коэффициент податливости деталей системы направля-
ющих аппаратов;
Рн — гидравлическая нагрузка от давления, развиваемого на-
сосом:
684
Хк = Ik/(EkFk)‘, ХИа — ^наД^на^На)-	(5.15)
Здесь FK, Fm — площади поперечных сечений корпуса и на-
правляющих аппаратов;
Хк, /. на — их длины; Ек, Ет — модуль упругости материала
этих деталей.
Неравенство (5.14) не позволяет найти величину предвари-
тельной затяжки, так как при приложении гидравлической на-
грузки у верхних направляющих аппаратов абсолютное напря-
жение уменьшается, а у нижних — увеличивается. В связи с этим
необходимо выяснить, к какой системе принадлежит данная де-
таль. Для определения усилия предварительной затяжки пакета
ступеней и усилий, действующих на корпус насоса, используют
метод спаянного стыка. Гидравлическая нагрузка прикладыва-
ется к стыкам направляющих аппаратов в виде сосредоточенных
сил (рис. 5.163).
Р = Р, = Р2=Р3 ...
Нижняя часть направляющих аппаратов под действием внеш-
ней гидравлической нагрузки подвергается дополнительному
сжатию. Сечением по стыкам направляющих аппаратов (z, z+1)
выделим две группы деталей: детали системы корпуса (корпус и
направляющие аппараты от 1 до 0, подверженные при работе
насоса увеличивающейся нагрузке, и детали системы, направля-
ющие аппараты от (z + 1) до п, у которых при работе нагрузка
уменьшается. На стыках действует усилие Q, которое можно
найти, приравняв относительное перемещение стыковых повер-
хностей в системе корпуса Л / к и в системе направляющих аппа-
ратов А /на. Деформацию деталей от 1 до i и корпуса от действия
гидравлической нагрузки и усилия 0 определяют последователь-
ным сложением отдельных сил:
i-1	Z-i	z-2
Ч—eS Ч+Р.Е \+p.-.S Ч+- • +
v==l	v=l
+ Pax1 + xK£ PcT-ev- -0AK-~o £4+	(5.16)
^1	V=1
+ £ Pct
v=l v=0 v=l
685
Рис. 5.163. Расчетная схема корпуса насоса
Для деталей от i+1 до п
= Е ч- Е (5-17)
v=i-H v==i4-I v=l
Деформация деталей системы направ-
ляющих аппаратов от действия только
усилия 0
М = 6  X .
на
Из условия равновесия вытекает
А/ , + А/ = А/ . что позволяет найти
к1 kz на'
рст(к+2>)- Е
g _ v=l \	у=1 / у=Н-1	, (5.18)
Х(+
У=|
Дополнительное усилие на корпус
Р v = ZP - 9,
ст ’
или
л	/ л	\	п	z	Z—1	ч п
£ Рет I Хк 4* Е ) — Е Рст Р-к + £	+ Е Рст^к
, _ V=1	\	v=l	J	V=1	k	v=l	J	v=z+l
t> — ..	~	' 
4- E^v	(5.19)
v=l
После преобразования ,
686
п п
^ст X	1
п ___ v=l v=i
----------п
+ у1, ^У
V=l
Принимая длину корпуса насоса равной суммарной длине
всех направляющих аппаратов и заменяя коэффициент подат-
ливости Х = //(EF), выражение (5.18) можно переписать в виде
i
о
Р (х)-----------dx
(5.20)
где Р(х) — интенсивность внешней нагрузки, приходящей-
ся на единицу длины насоса. Поскольку в скважинных насосах
Р (х) = const = Р , а Р , = Р , то окончательно
\ /	ст’ ст! н’
> _______^на
2 (^к + ^-на)
_______Р н^к________
2(£кРк ~р РнаРна)
(5.21)
(5.22)
Из (5.20) видно, что только верхняя половина направляющих
аппаратов относится к системе направляющих аппаратов, а ниж-
тшя — к системе корпуса, т.е. у нижних аппаратов под действи-
1 м гидравлической нагрузки после затяжки продолжает увели-
иваться деформация сжатия, а у верхних — уменьшается.
/силие предварительной затяжки пакета ступеней в насосе
тз 5.22) можно представить в следующем виде:
T =	1
(5.23)
где к — коэффициент плотности стыка.
687
Полная нагрузка, действующая на корпус, складывается из
усилия предварительной затяжки и дополнительного усилия,
возникающего при работе насоса:
Q = Т+Р v , или

______ЕkFк_______
2 (ЕkFk 4- EuaFна)
______EkFk_______
2 (ЕKFк 4- ЕHaFна)
(5.24)
Направляющие аппараты изготавливают из чугуна, для кото-
рого характерна нестабильность модуля упругости. Он снижает-
ся с ростом абсолютных напряжений и может быть принят по-
стоянным только для сравнительно малого диапазона напряже-
ний. Кроме того, на модуль упругости чугуна влияют размер и
форма графитовых включений в структуре. Поэтому для чугунов
можно говорить лишь об условном модуле упругости, который
необходимо определять в каждом конкретном случае. Испыта-
ния образцов из специального чугуна, применяющегося для из-
готовления направляющих аппаратов, показали, что условный
модуль упругости Ет= 1,45-105 МПа.
При затяжке пакета ступеней в корпусе возникают отрица-
тельные (сжатие) тангенциальные напряжения, которые зависят
от осевых напряжений. В то же время при работе насоса по мере
увеличения напора от нуля до максимального тангенциальные.,
напряжения в корпусе изменяются по линейному закону, пере-
ходя от сжатия к растяжению (рис. 5.164). Зависимость танген-
циальных напряжений от давления, развиваемого насосом, и
величины предварительной затяжки ступеней можно выразить
следующей формулой:
о, =
2S F*
(5.25)
где ц — коэффициент Пуассона (для стали 45 р = 0,28),
Р —давление насоса; D вн — внутренний диаметр насоса; S —
толщина стенки корпуса.
688
Рис. 5.164. Зависимость тангенциальных напряжений в корпусе
от момента предварительной затяжки ступеней и давления насоса:
7-0,9 кН м; 2-1,15 кН м
Корпусы погружных центробежных насосов, изготовляют из
трубных заготовок точением или из холоднотянутых калибро-
ванных труб повышенной точности длиной 2100, 3600, 4200, 5100
и 6150 мм.
Исходя из выявленных зависимостей нагрузок и напряжений,
корпусы насосов параметрического ряда рассчитывают в такой
последовательности (для корпуса верхней секции):
1.	Выбирают исходные данные для корпуса (наружный и внут-
ренний диаметры).
2.	Определяют предварительную затяжку пакета ступеней с
учетом коэффициента запаса плотности верхнего стыка:
7’ = л^Яг|н[1
_______E kF к
2 (Е kF к + EttaF на)
(5.26)
где к — коэффициент запаса плотности стыка (целесообраз-
но принимать к = 1,4); р — плотность воды; Н — максимальный
напор секций насоса с длиной корпуса 5000 мм; F и F — пло-
щади поперечного сечения корпуса и направляющих аппаратов;
Аса ~ модули упругости материалов корпуса и направляю-
щих аппаратов, гвн — внутренний радиус расточки корпуса.
3.	Находят общее усилие, действующее вдоль оси корпуса
насоса:
о=7'+ЦГГТГ7Т+^Я"-Л+°’	<5-27>
* \*-кгк "Г снагна/
44 Ивановский
689
где G — масса погружного агрегата до верхней секции; Н тах —
максимальный напор насоса. Н = 3500 м.
г	max
Осевые опоры рабочих колес, как уже указывалось выше, вы-
полняют в виде торцового выступа направляющего аппарата и
шайбы рабочего колеса.
Трение в нижних опорах рабочего колеса обычно жидкостное,
а в верхних — полужидкостное. Несущая способность торцовых
опор рабочего колеса вычисляется по формуле:
А=Рудл(1)2-сР)/4,	(5.28)
где Р = 0,1—0,3 МПа — допустимая удельная нагрузка на
ррору; и и d — наружный и внутренний диаметры торцового
выступа направляющего аппарата.
Расчет вала насоса. Размеры вала, так же как и толщина стен-
ки корпуса насоса, существенным образом влияют на основные
параметры и эффективность рабочих ступеней и насосов в це-
лом. Увеличение диаметров входных размеров рабочих органов
при неизменном диаметре корпуса (за счет сокращения длины
лопасти рабочего колеса) приводит к снижению КПД насоса.
Так, в результате исследований, проведенных в ОКБ по бес-
штанговым насосам, установлено, что увеличение диаметра вала
на 8—10% снижает КПД рабочих органов на 4—6%.
При работе погружного центробежного насоса вал подверга-
ется воздействию крутящего момента, осевой сжимающей на-
грузки при осевых опорах, расположенных снизу, а также попе-
речных сил при потере устойчивости вала под действием цент-
робежных сил. В местах сочленения насоса с гидрозащитой и
секций насоса возможно возникновение радиальных усилий из-
за некомпенсируемой несоосности валов.
Вместе с тем при запуске насоса у вала создаются весьма опас-
ные динамические нагрузки, которые превосходят установивши-
еся при работе насоса. Поэтому расчет вала насоса на прочность
следует проводить по наибольшим кратковременным нагрузкам.
Исходными данными для определения динамической нагруз-
ки при пуске насоса являются механические характеристики
двигателя и насоса.
690
В общем случае процесс пуска погружного центробежного
насоса можно разделить на два характерных периода: период
движения ротора двигателя в пределах упругой деформации длин-
ного вала насоса до мгновения, когда момент у вала сравняется
по величине с моментом трения ротора насоса, и период уско-
ренного движения роторов двигателя и насоса. Момент двигате-
ля для периода разгона — величина переменная. Для асинхрон-
ного двигателя он выражается приближенной формулой
= —2--° -
< , /о
(5.29)
где М о — опрокидывающий (максимальный) момент двига-
теля; t о — скольжение, при котором происходит «опрокидыва-
ние двигателя», т.е. снижение скорости вращения вала вплоть
до остановки; t — переменное скольжение.
Скольжение двигателя определяется из зависимости
со = ©с(1 —
(5.30)
где со с — угловая скорость вращающегося магнитного поля
статора.
Момент сопротивления ротора насоса имеет квадратичную
зависимость от угловой скорости.
При совместном рассмотрении механической характеристи-
ки двигателя и момента сопротивления насоса можно допус-
тить, что при пуске М — М н = const. При таком допущении
рассмотрим пуск погружного центробежного насоса с учетом
упругих свойств вала насоса.
Систему двигатель — насос представим в виде двух тел, име-
ющих упругую связь (рис. 5.165).
Рис. 5.165. Приведенная схема двигатель — насос
691
При составлении уравнения движения использован метод
Лагранжа. За обобщенные координаты выбраны угловые пере-
мещения маховиков (р и <рн, отсчитываемые от начала второго
периода пуска насоса.
Уравнение движения системы двигатель — насос имеет вид
А л'- +С (фд — ф«) — /Ид—/Ин;
di2
л-^-с(фд-фН)=о,
at
(5.31)
где /д — приведенный к валу момент инерции массы ротора
двигателя; Jн — приведенный к валу момент инерции вращаю-
щихся масс насоса; М — вращающий момент на валу двигате-
ля; М н — момент сопротивления на валу насоса; С — жесткость
вала насоса.
После несложных преобразований получают
J rJ н
<*2<Рд
dt2
^ + С(7н+^(фд-фн) = (Мд-Мв)/н. (5.32)
Вводят новую переменную— угол закручивания а = <р д — <р н
и преобразуют (5.31)
d2a>	С (J в -|- Jд) а  д — М и
d2a , а2 ДУМ
—-----Ь р2а = ------
dt2 н
С(./Н + Уд)
где Р-J г г
V J д н
— угловая частота колебания.
Отсюда общее решение уравнения (5.33)
(5.33)
692
a — A sin 0/ + В cos fit 4------—
C (J n	/д)
(5.34)
Произвольные постоянные А и В определяются по началь-
ным условиям.
По этим условиям в начале второго периода пуска при t = О,
a — О,
da __	4<рн
di dt dt
(5.35)
При подстановке в (5.34) получают
\м
С Un -f" ^д)
А = (»х/р.
Окончательное решение уравнения
= sin В/ + —— (1 — cos fit).
§ н СНн-Мд)	(5.36)
Из приведенного решения видно, что в процессе пуска по-
гружного центробежного насоса при постоянной разности дви-
жущих сил и сил сопротивления у вала насоса возникают коле-
бания с угловой частотой 0.
Исследование уравнения (5.36) на максимум позволяет опре-
делить максимальный крутящий момент на валу
2£МТМД (Мд-Мн)/н
ма тах = s Мт +	+	.
J"}д	/ j , 22Л4тМд Un + Jq}
V (Мд-MAJn (5.37)
Из приведенного выражения видно, что при пуске насоса у
вала возникают дополнительные динамические усилия. Первый
член уравнения представляет момент трения насоса, второй —
693
момент, затрачиваемый на разгон массы ротора насоса, а тре-
тий — момент сил упругости под действием постоянного избы-
точного момента.
Для определения максимального момента на валу насоса не-
обходимо располагать данными о суммарном моменте трения
и моменте сопротивления насоса. Суммарный момент трения
насоса складывается из момента трения в ступицах и опорных
шайбах рабочих колес, в подшипниках скольжения и в опор-
ных пятах:
= Мтст? -р Л1подш Ч- Л4пят,	(5.38)
где z — число рабочих колес в насосе.
Момент трения в ступицах рабочих колес зависит от ряда
факторов: состояния поверхностей трения, наличия смазки и
рода смазки, наличия технологических отклонений при изго-
товлении. На основании серии экспериментов были установле-
ны величины моментов трения в ступицах и текстолитовых опор-
ных шайбах для рабочих колес разных типоразмеров.
При наличии резиновых шайб у рабочих колес момент тре-
ния увеличивается на 2—4 Н*м для 100 ступеней (меньшая вели-
чина относится к меньшим размерам шайб).
Изменение моментов трения в подшипниках определяют по
графикам (рис. 5.166), а в пятах скольжения — по формуле
М = (Р + Р ) • R -f,	(5.39)
где Рв — вес вала насоса или секции; Ррк — вес рабочих колес
насоса или секции; R — приведенный радиус пяты;/— коэффи-
циент трения пяты.
Момент сопротивления насоса рассчитывают по выражению
М =(Мнн—2МТ) (—Y + SMT,
\ Пн /
(5.40)
где Мн н — момент на валу насоса при номинальном числе
оборотов на режиме закрытой или открытой задвижки; п, п н —
переменная и номинальная частота вращения в минуту.
694
Поскольку скважинные электродвигатели характеризуются
наличием минимума в механической характеристике при малых
угловых скоростях, то не всегда выдерживается допущение о
постоянной разности избыточного момента. В период пуска из-
быточный момент Мд — Мн затрачивается на ускоренное движе-
ние ротора двигателя и ротора насоса. На ускорение собственно
ротора насоса расходуется лишь доля избыточного момента,
определяемая соотношением моментов инерции:
Мдинн —(Мд Мн)--——	(5.41)
Следовательно, на вал насоса при пуске в каждое мгновение
действует момент
М» = Ми+(Мд-Ми)-^—.	(5.42)
Н + *, д
Уравнение (5.42) решается методом численного интегрирова-
ния с использованием механической характеристики комплект-
ного электродвигателя и расчетного момента сопротивления
проектируемого насоса (рис. 5.167). В табл. 5.82 приведены зна-
чения моментов, действующих на валу насосов при установив-
шейся работе и при пуске. Из таблицы видно, что динамические
нагрузки, возникающие у вала насоса при пуске, в 1,4—1,7 раза
превышают установившиеся, в связи с чем расчет вала необхо-
димо производить по динамическим нагрузкам.
Рис. 5.166. Моменты трения:
7 — резинометаллических подшипников диаметром 30 мм (10 шт.);
2 — металлических подшипников диаметром 30 мм (10 шт.)
695
И, Н-м
ш
360
280
200
120
40
О 800	1600 2400 п, мин’1

Рис. 5.167. Максимальные моменты
на валу насоса
ЭЦН-250-1050 при пуске:
1 — момент двигателя; 2 — момент
на валу насоса с бронзовыми
рабочими колесами; 3 — момент
на валу насоса с пластмассовыми
рабочими колесами; 4 — момент
сопротивления насоса на режиме
открытой задвижки; 5 — момент
сопротивления насоса на режиме
закрытой задвижки
Заготовки для валов (прутки) выпускаются диаметром 17, 20,
22, 25, 28 и 30 мм.
Для передачи крутящего момента на рабочие колеса насоса
используют шпоночное соединение. На валу фрезеруют общую
шпоночную канавку, в которую закладывают чистотянутые прут-
ки квадратной шпонки из латуни или стали (для высоконапор-
ных насосов). У рабочих колес изготавливают шпоночный паз.
Размеры шпонок выбирают из расчета на смятие по боковым
граням шпонки под действием окружного усилия, передаваемо-
го рабочему колесу:
_	Рокр	2Л1 р К
СГсм —	—  —	———————
(h —1)1 D(h — t)l
(5.43)
где h — высота шпонки; t — глубина паза на валу; I — длина
посадочной части рабочего колеса; Л/ — максимальный момент
рабочего колеса; D — диаметр вала.
Валы центробежного насоса с погружным электродвигателем
и секции между собой соединяют посредством шлицев.
696
Таблица 5.82
Установившиеся и динамические моменты у вала насосов
Насос	X Мт, Н.м	М в ст. Н.м	М в.дин. Н.м	к =Мв.дин. /М в.ст.
ЭЦН-5-200-800	15,2	163	271,4	1,67
ЭЦН-6-160-1450	10,3	220	312,3	1,42
ЭЦН-6-350-850	11,5	237	333,8	1,41
ЭЦН-6-500-750	15,5	347	561,5	1,62
Примечание. М вдин и М вст — моменты на валу насоса динамический и ста-
тический соответственно.
Современные методы изготовления обеспечивают высокую
точность и взаимозаменяемость шлицевых деталей. В погруж-
ных центробежных насосах применяют прямобочное шлицевое
соединение с центрированием по наружному диаметру, так как
предъявляются повышенные требования к точности сопряже-
ния валов насоса и привода.
Максимальные касательные напряжения при кручении рас-
считывают для нижнего шлицевого конца вала:
x = MRmax/W ,
В1Пал	,
(5.44)
где W — момент сопротивления шлицевого конца вала.
Разработка ступеней (рабочих колес и направляющих аппа-
ратов) для ЭЦН является сложной инженерной задачей, которая
сопровождается значительными затратами времени и сил на те-
оретические и экспериментальные исследования.
Большой комплекс подобных работ был проведен в ОКБ БН
[10], результаты этих теоретических и экспериментальных ис-
следований, а также инженерные проработки используются прак-
тически всеми отечественными и зарубежными фирмами-про-
изводителями установок центробежных насосов.
697
5.7. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК
СКВАЖИННЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
При монтаже и эксплуатации установок ЭЦН должны строго
соблюдаться правила безопасности в нефтяной промышленнос-
ти, правила устройства, правила технической эксплуатации и
правила техники безопасности при эксплуатации электроуста-
новок потребителями. Кроме того, практически во всех нефтя-
ных компаниях разработаны либо Стандарты предприятия, либо
Регламенты на проведение основных работ с установками ЭЦН.
Все работы с электрооборудованием установки производятся
двумя работниками, причем один из них должен иметь квали-
фикацию электрика не ниже III группы.
Включение и выключение установки нажатием кнопки или
поворотом переключателя, расположенных на наружной сторо-
не двери станции управления, выполняются персоналом, имею-
щим квалификацию не ниже I группы и прошедшим специаль-
ный инструктаж.
Оборудование установки ЭЦН монтируется согласно руко-
водству по эксплуатации.
Кабель от станции управления до устья скважины проклады-
вается на металлических стойках на высоте от земли 0,5 м. Этот
кабель должен иметь на своей длине открытое соединение с тем,
чтобы газ из скважины не мог проходить по кабелю (например,
по скрутке проволок в жиле) в помещение станции управления.
Для этого делается металлическая коробка, в которой размеще-
но соединение жил кабеля, исключающее перемещение газа к
станции управления (см. рис. 5.152).
Все наземное оборудование установки надежно заземляется.
Сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом.
При спуско-подъемных работах скорость движения труб с
кабелем не должна быть больше 0,25 м/с. Для намотки и смотки
кабеля с барабана используются установки УПК с дистанцион-
ным управлением приводом механизированного барабана.
При работах по погрузке и разгрузке оборудования установок
ЭЦН с транспортных средств необходимо соблюдать правила безо-
пасности при такелажных работах. В частности, нельзя быть на пути
кабельного барабана, спускаемого лебедкой с откосов машины или
698
саней. Нельзя находиться и сзади него. Все погрузочные и разгру-
зочные устройства должны подвергаться периодическим испытани-
ям и не реже чем раз в 3 месяца осматриваться и регулироваться.
На транспортировочном агрегате все части установки ЭЦН
должны быть надежно закреплены. Насосы, гидрозащита и элек-
тродвигатель закрепляются скобами и винтами, трансформатор,
станция управления — цепями, а барабан — за свою ось четырь-
мя винтовыми растяжками.
5.8. УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ
ВИНТОВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Как уже было сказано ранее, более половины запасов нефти
в России относится к трудноизвлекаемым, причем значитель-
ную долю составляют высоковязкие нефти (30 сП и более). Кро-
ме того, увеличился удельный вес месторождений с низкими
дебитами скважин.
При эксплуатации этих месторождений использование тра-
диционных технических средств механизированной добычи не-
фти (штанговые скважинные насосы, центробежные бесштанго-
вые насосы, газлифт) малоэффективно.
Многолетний опыт эксплуатации насосов с погружными элек-
тродвигателями показал, что винтовые насосы являются одним
из наиболее эффективных средств механизированной добычи
высоковязких нефтей. В России такие насосы серийно выпуска-
ет ОАО «Ливгидромаш».
Высокая эффективность применения электропогружных вин-
товых насосов (ЭВН) подтверждена при эксплуатации место-
рождений с вязкой нефтью, таких как Нурлатское («Татнефть»)
и Усинское («Коминефть»),
Как показывает промысловый опыт, установки ЭВН следует
внедрять преимущественно в таких районах, где эксплуатация
другого оборудования малоэффективна или совсем невозможна.
Это в основном относится к месторождениям со сложными ус-
ловиями эксплуатации, такими, например, как с вязкой нефтью,
с большим содержанием газа при высоком давлении насыще-
ния, с низким коэффициентом продуктивности и др.
699
Принята следующая структура условного обозначения уста-
новок:
1 У ЭВН X - X - X - X
Установка укомплектован^
гидрозащитой 1Г51
Установка
Э-привод от погружного дви-
гателя, В-винтовой, Н-насос
Диаметр обсадной колонны,
дюймы
Подача, м7сут
Напор, м
Модификации
по температуре
Главное преимущество погружных винтовых насосов по срав-
нению с погружными центробежными состоит в том, что с по-
вышением вязкости до определенных пределов (200 сП) пара-
метры насоса остаются практически неизменными, в то время
как параметры центробежного насоса с увеличением вязкости
резко снижаются. А при вязкости более 200 сП эксплуатация
погружных центробежных насосов становится невозможной.
Следует отметить, что одним из осложняющих факторов до-
бычи нефти является повышенное газосодержание пластовой
жидкости. В данных условиях эффективно применять винтовые
насосы, так как наличие 50% свободного газа на приеме насоса
не вызывает снижения его рабочих характеристик.
Винтовые насосы также эффективно применять в искривлен-
ных скважинах. Во-первых, угол наклона ствола скважины в месте
установки винтового насоса не влияет на его рабочие параметры.
Во-вторых, установки ЭВН имеют незначительную длину, что
облегчает прохождение скважинного агрегата по наклонно-на-
правленной скважине.
Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой
жидкости с повышенным содержанием механических примесей
(до 400 мг/л).
700
Все выше перечисленные преимущества установок электро-
погружных винтовых насосов указывают на актуальность прове-
дения научно-исследовательских и конструкторских работ по
усовершенствованию существующих и разработки новых видов
и конструкций винтовых насосов.
5 8 1 ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ	:
ВИНТОВЫХ НАСОСОВ
В объемном насосе рабочий процесс основан на вытеснении
жидкости из рабочей камеры, герметично отделенной от полос-
ти всасывания и нагнетания. Насосы этого типа имеют боль-
шую жесткость характеристик при изменении параметров, воз-
можность перекачивания небольших объемов жидкостей при
высоких давлениях, а также жидкостей с широким диапазоном
значений вязкости и жидкости с газовой составляющей.
Надежность и долговечность работы в заданных условиях слу-
жат одними из решающих факторов при выборе типа насоса [32].
Отличительная особенность одновинтового насоса как насоса
роторного типа заключается в наличии развитых поверхностей тре-
ния, мест со щелевым уплотнением. Отсюда вывод, что обеспечение
режима жидкостного трения между ротором и статором является
необходимым и достаточным условием высокого ресурса насоса.
Рассмотрим условия работы насоса при установившемся ре-
жиме (n = const).
На обеспечение режима жидкостного трения будут влиять
геометрические параметры винтовых поверхностей ротора и ста-
тора и в конечном итоге зазор между ними, свойства материа-
лов и чистота обработки поверхностей ротора и статора, ско-
рость перемещения ротора в статоре; свойства перекачиваемой
среды; обеспечение теплового баланса поверхностей скольже-
ния в пределах, допускаемых выбранными материалами. Наи-
более часто используется максимально простое конструктив-
ное и технологическое решение одновинтового насоса: рото-
ром служит винт, а статором — обойма насоса. Винт металли-
ческий, а обойма — резино-металлическая с внутренней по-
верхностью из синтетического каучука или другого эластомера.
Кинематическая схема одновинтового механизма показана на
рис. 5.168.
701
Рис. 5.168. Кинематическая
схема движения винта в
обойме:
О, — ось обоймы; О2 — ось
винта; К — образующая по-
перечного сечения винта ди-
аметром D; е — эксцентри-
ситет
Винт в обойме совершает сложное планетарное движение. Он
вращается не только вокруг своей оси О2, его ось одновременно
перемещается по окружности диаметром, равным двум эксцент-
риситетам (2е) в обратном направлении. Это второе движение
винта вызывается его качением на отрезке 2—3 и скольжением
на отрезке 5—6 стенок обоймы. Неподвижное зубчатое колесо т
с внутренним зацеплением и центром (?,, являющимся осью обой-
мы, имеет диаметр D ~ 4е. По нему без скольжения катится
колесо п диаметром d{ = 2е, которое принадлежит винту и вра-
щается вокруг своей оси в обратном направлении. Во время вра-
щения винта центр любого его поперечного сечения непрерыв-
но перемещается по прямой от верхнего положения А до нижне-
го положения В и обратно. Это перемещение сверху вниз совер-
шается за один оборот винта, причем точка на окружности л,
перемещаясь внутри неподвижной окружности т, описывает ги-
поциклоиду. Если диаметр перемещающейся окружности равен
половине диаметра неподвижной окружности, то гипоциклоида
преобразуется в прямую линию А В длиной, равной диаметру не-
подвижной окружности т.
На рис. 5.169 показаны восемь положений винта в обойме,
сменяющих друг друга в течение одного оборота вала привода.
При качении окружности п по окружности т в направлении
по часовой стрелке из положения 1 в положение 5 круг К (сече-
ние винта) движется вниз, причем он вращается против часовой
702
Рис. 5.169. Ряд последовательных положений
поперечного сечения винта К в обойме
стрелки и скользит но стенке 6—5 обоймы. Прямая АВ повора-
чивается на определенный угол, отвечающий форме и шагу вин-
товой линии обоймы.
Геликоидальная поверхность винта (рис. 5.170) образуется
перемещением окружности К, вдоль оси винта О—О при усло-
вии, что центр окружности перемещается по винтовой линии
М—М. отстоящей от оси 0—0 на величину эксцентриситета е
винта.
Внутренняя поверхность обоймы образуется винтообразным
движением плоскости поперечного сечения 1 — 2 — 3 — 4 — 5 — 6
(см. рис. 5.168), которая вращается вокруг оси обоймы и со-
размерно перемещается вдоль этой оси. Полный поворот этой
плоскости на 360° при равномерном перемещении ее вдоль оси
обоймы составит длину шага обоймы Т = 2t, где t — шаг винта.
703
Между винтом и обоймой образуются замкнутые полости (см
рис. 5.169), которые заполняются перекачиваемой жидкостью
Сечение этих полостей имеет форму полумесяца.
Вместе с вращением винта полости или камеры, наполнен-
ные жидкостью, перемещаются вдоль оси обоймы из приемной
полости в полость нагнетания, причем за каждый оборот винта
жидкость в камере переместится в осевом направлении на длину
шага обоймы Т.
Сечение, заполняемое жидкостью, постоянно по длине обой-
мы и определяется площадью прямоугольника со сторонами 4е
и D или F = 4eZ), где D — диаметр винта.
При частоте вращения п оборотов теоретическая подача, на-
соса Q = 4eDTn, а действительная подача Qs = 2(цо6= 4eDTnpo6,
где ро6 — объемный КПД одновинтового насоса.
Оптимальным законом распределения давления по длине
обоймы должна быть эпюра 1 в форме треугольника ОАБ (рис.
5.171), где ОБ — длина обоймы, ар — заданное давление. На
практике могут быть нежелательные отклонения. Так, гипотену-
за 2 треугольника БАБ показывает, что рабочее давление р насо-
са распределяется не на всю длину насоса ОБ, а лишь на край-
Рис. 5.171. График распределения давления по длине обоймы:
1 — теоретическая оптимальная эпюра, 2 — неравномерная нагрузка на
первые несколько камер обоймы, 3 — насос не развивает заданного давле-
ния, 4 — эпюра давления в обойме длиной 37] 5 — эпюра давления в обойме
длиной 57] 6— то же, в обойме длиной 87] 7— то же, в обойме длиной 13Г
704
ние витки ВБ. Это значит, что натяг в рабочих органах велик и
эластомер будет интенсивно разрушаться.
Гипотенуза 3 треугольника А 'ОБ показывает, что насос со-
бран с зазором и не развивает заданного давления р, что также
неприемлемо Оптимален вариант, когда давление р распреде-
ляется по всей длине обоймы равномерно.
Экспериментальные кривые 4, 5, би 7(см. рис. 5.171) сняты
на идентичных по натягу насосах с различной длиной обоймы.
Фактические данные хорошо корреспондируются с теоретичес-
кой эпюрой 1 и подтверждают возможность получения пропор-
ционального нарастания давления по длине обоймы. Учитывая,
что на максимальном достигнутом давлении в 250 кгс/см2 насос
не будет иметь достаточного ресурса, на основании многолетне-
го опыта рекомендуется брать в расчет перепад давления между
соседними камерами: Др = 45—50 м.
Длина обоймы L связана с напором насоса Н, шагом винта и
перепадом давления между соседними камерами следующей за-
висимостью.
t = fe + 2k	<5 45)
Под натягом понимается разность между диаметром попе-
речного сечения винта и внутренним диаметром обоймы. Если
эта разность отрицательна, имеется зазор в этой рабочей паре.
5 8 2 РАБОЧИЕ ОРГАНЫ И КОНСТРУКЦИИ
ВИНТОВЫХ НАСОСОВ
Все погружные установки ЭВН выполнены по одной конст-
руктивной схеме с двумя рабочими органами, соединенными
параллельно (рис. 5.172).
Преимущество такой сдвоенной схемы расположения рабочих
органов заключается в том, что в данном случае при одном и том
же поперечном габарите достигается удвоенная подача насоса,
что весьма существенно, учитывая ограниченные диаметральные
габариты нефтяных скважин. Другим преимуществом такой схе-
705
45 Ивановский
Рис. 5.172.
Схема погружного
одновинтового насоса
1 — НКТ; 2 — предохра-
нительный клапан; 3, 9 —
фильтр, 4 — левая обой-
ма; 5 — левый винт;
6, 10 — шарнирная муф-
та; 7, 8 — правая обойма;
11 — вал; 12 — центро-
бежная кулачковая муфта
мы является то, что здесь рабочие органы
взаимно гидравлически уравновешены.
Это исключает передачу значительных
осевых усилий на опорные подшипники
насосов или пяты электродвигателей.
Насос состоит из пусковой кулачковой
муфты центробежного типа, основания с
приводным валом, сетчатых фильтров, ус-
тановленных на приеме насоса, рабочих
органов с правыми и левыми обоймами и
винтами, двух эксцентриковых шарнир-
ных муфт, предохранительного клапана.
В основном все узлы и детали унифи-
цированы и применяются, за некоторым
исключением, во всех типоразмерах на-
сосов. Все насосы имеют две приемные
сетки, по одной для каждого рабочего
органа, и общий выход, благодаря чему
подача насоса равна сумме подач обоих
рабочих органов, а напор насоса равен
напору каждого рабочего органа [32].
В России установки электропогружных
винтовых насосов выпускаются следую-
щих модификаций — А, Б, В, Г.
А — для жидкости с температурой до
303 К (30°С);
Б — для жидкости с температурой от
303 до 323 К (от 30° до 50°С);
В — для жидкости с температурой от
323 до 343 К (от 50° до 70°С).
Насос с подачей 16 м3/сутки, комплек-
туемый гидрозащитой 1Г51, имеет следу-
ющие обозначения: 1УЭВН5-16-1200, В.
Эксцентриковая муфта обеспечивает
возможность сложного планетарного вра-
щения винтов в обоймах, благодаря чему
жидкость проталкивается вдоль оси вин-
та и создается необходимый напор для
подъема жидкости на поверхность.
706
Рис. 5.173. Эксцентриковая муфта:
1 — корпус, 2 — поводок; 3 — ролики; 4 — сферическая шайба;
5 — валик; 6 — пружина; 7 — уплотняющая манжета
Эксцентриковая муфта насосов ЭВН5-100-1000 и ЭВН5-200-900
(рис. 5.173) отличается от муфты насоса 1ЭВН5-25-1000 тем, что
в насосах с подачами 100 и 200 м3/сутки муфта с винтом со-
единяется штифтами, а в насосах с подачами 16 и 25 м '/сутки —
соединение на резьбе. Муфта (см. рис. 5.173) состоит из двух
шарнирных узлов, соединенных резьбовым валиком 5. Враще-
ние в муфте передается через ролики 3, расположенные в спе-
циальных гнездах поводка 2 и корпуса 1. Осевая сила воспри-
нимается поводком и сферической шайбой 4. Резиновые манже-
ты 7 и пружина 6 сохраняют смазку в шарнирном узле и защи-
щают его от механических примесей. Шарнирность узла обеспе-
чивается сферическими опорными поверхностями поводка и
шайбы и зазором между роликами и соответствующими отвер-
стиями в корпусе и поводке.
Шламовая труба защищает насос от механических примесей,
выпадающих из колонны труб, заполненных жидкостью, при
остановке насоса. Корпусные детали составляют трубчатый кор-
пус насоса. Рабочие органы насоса — обоймы в комплекте с
рабочими винтами. Внутренняя поверхность обоймы выполне-
на из твердой маслобензостойкой резины и имеет двухзаходную
винтовую поверхность с шагом в 2 раза большим, чем шаг вин-
та, причем направление спирали одной обоймы — левое, а дру-
гой — правое. Вследствие разных направлений спирали на обой-
мах и соответственно на винтах обеспечивается гидравлическая
разгрузка насоса.
707
Для насосов с подачами 16 и 25 м3/сутки винты изготавлива-
ют из стали, а для насосов с подачами 100 и 200 м3/сутки — из
титанового сплава, благодаря чему, за счет уменьшения массы
винта, снижается вибрация насоса.
Пусковая ведущая муфта вместе с кулачками и ведомая полу-
муфта, надетая на вал насоса, обеспечивают включение насоса
при максимальном крутящем моменте двигателя, соответствую-
щем частоте вращения 800—1100 об/мин.
Включение муфты при максимальном крутящем моменте
вызвано тем, что винтовой насос имеет большую инерцию по-
коя и, чтобы запустить его, необходим повышенный пусковой
момент. Достигается это за счет выдвижения кулачков, стянутых
пружиной, под действием центробежной силы, соответствую-
щей этой частоте вращения двигателя. Зацепление кулачков и
включение насоса происходит после того, как кулачки вошли в
соответствующие окна в ведомой полумуфте, обеспечивающей
вращение приводного вала насоса только в заданном направле-
нии. При обратном вращении за счет скоса на кулачках муфта
не включается и кулачки проскальзывают.
Внутри основания насоса расположены вал с подшипника-
ми и опорные пяты из силицированного графита. Основание
(рис. 5.174) можно использовать только в насосах, комплектуе-
мых гидрозащитой 1Г51. В этом узле нет сальника, а смазка
трущихся поверхностей осуществляется пластовой жидкостью.
На приводной вал 4 надеты защитные втулки / из нержавеющей
стали, которые вращаются в бронзовых втулках 2. Концевые не-
подвижные опорные пяты опираются на резиновые прокладки
для равномерной передачи усилий на всю поверхность пяты.
1 — защитная втулка, 2 — бронзовая втулка;
3 — опорная пята, 4 — приводной вал
708
Предохранительный поршеньково-золотниковый клапан распо-
ложен в верхней части насоса. Клапан (рис. 5.175) состоит из
корпуса золотника 3, золотника 4, поршня 5, амортизатора 2 и
корпусных деталей 1 и 6. Клапан обеспечивает технологические
и эксплуатационные операции по обслуживанию и монтажу на-
соса. Основные функции клапана: защита насоса от перегрузки
в случае повышенного давления в напорной линии; обеспече-
ние слива и залива колонны труб при спуско-подъемных опера-
циях; перепуск жидкости из напорной линии обратно в скважи-
ну или при недостаточном притоке жидкости из пласта в сква-
жину, или при содержании в жидкости большого количества газа;
предотвращение обратного потока откачиваемой жидкости из
труб через рабочие органы при остановках насоса.
Рис. 5.175. Предохранительный поршеньково-золотниковый клапан:
/, 6 — корпусная деталь; 2 — амортизатор,
3 — корпус золотника, 4 — золотник, 5 — поршень
На рис. 5.176 показаны три промежуточных положения кла-
пана при эксплуатации насоса: заполнение жидкостью колон-
ны труб и слив жидкости при спуске и подъеме установки
(рис. 5.176, а), подача жидкости на поверхность при работаю-
щей установке (рис. 5.176, б) и сброс жидкости при недостаточ-
ном притоке жидкости или большом газовом факторе обратно в
скважину (рис. 5.176, в).
Обойма. В стандартном одновинтовом погружном насосе типа
ЭВНТ обойма является несущей конструкцией, а ее корпус вы-
полняет функции корпуса всего агрегата. Поэтому к прочности
и точности изготовления металлического корпуса предъявляют-
ся повышенные требования, особенно в отношении разностен-
ности. Обычно его изготовляют из горячекатаных легированных
стальных труб. Легирование хромом нежелательно, так как ухуд-
709
в
Рис. 5.176. Схема работы предохранительного клапана
шает крепление эластомера, например, синтетического каучука.
Для увеличения прочности крепления резины к металлу реко-
мендуется внутреннюю поверхность корпуса выполнять в виде
неглубокой нарезки произвольного профиля, которую затем по-
крывают различными слоями материалов, обеспечивающих на-
дежное (не менее 40 кгс/см2 на отрыв) крепление резины к ме-
таллу. Обычно этот процесс производится в пресс-форме, одно-
временно с вулканизацией самой резиновой смеси.
При конструировании и расчете профиля винтовой поверх-
ности всегда учитываются свойства синтетического каучука дан-
ной марки. Важно обеспечить равномерность толщины слоя ре-
зины по всей длине обоймы. Необходимо учитывать и измене-
ние геометрической формы изделия в процессе вулканизации
его в пресс-форме.
Требования к эластомеру обоймы. Гарантийная наработка до
отказа обоймы, непрерывно работающей в нефтяной скважине
с напором 900—1500 м, должна быть не менее 1 года при сроке
хранения 2 года.
710
Эластомер обоймы, обычно синтетический каучук, должен
быть работоспособным, т.е. нефтестойким в нефтяной среде раз-
личных месторождений, причем часто требуется его работоспо-
собность при высоких температурах жидкости — до 70—90 °C.
Вследствие высоких требований по напору конструктивная
длина обойм некоторых типоразмеров уже достигает 1500 мм
и существует непрерывная тенденция к увеличению этого разме-
ра. Отсюда очень важны высокие литьевые свойства эластоме-
ра и обеспечение прочности крепления его к металлу не менее
40 кгс/см2. Особое внимание уделяется равномерности крепле-
ния резины по всей поверхности обоймы.
Основные физико-механические показатели эластомера
Сопротивление разрыву, кгс/см2.............> 100
Относительное удлинение, %.................> 150
Относительное остаточное удлинение, %......< 20
Изменение массы образца в нефтяной среде, %:
за 24 ч...................................<3
за 72 ч............................................<	4
Эластомер должен обладать достаточной твердостью, быть
стойким к воздействию жидких и газообразных агрессивных сред,
уменьшение массы образца не допускается.
Транспортирование и монтаж оборудования можно произво-
дить в заполярных районах и в районах с тропическим клима-
том. Эластомер должен удовлетворять и этим специфическим
требованиям.
Специальных исследований требует проблема газостойкости
эластомера, т.е. стойкости к проникновению газов.
При сравнении газопроницаемости различных синтетичес-
ких каучуков установлено, что удельная газопроницаемость нит-
рильного синтетического каучука (СКН) в 20 раз больше фто-
рокаучука. Однако при насыщении образцов углекислотой,
которая по своему действию на СК близка к нефтяным попут-
ным газам, наименьшему разрушению подвергаются образцы,
обладающие большей газопроницаемостью. Это объясняется
возможностью молекул газа выходить из межмолекулярной ре-
шетки, не разрушая ее при резком снижении давления окружа-
ющей среды, что происходит при подъеме насоса из скважины
во время ремонта.
711
Большое значение при выборе эластомера имеет коэффици-
ент трения эластомера по металлу. С этой точки зрения могут
быть рекомендованы фторокаучуки и полиуретаны.
Одним из специфических свойств эластомера является его
твердость. Это свойство характерно не само по себе, а служит
контролируемым выразителем суммы других физико-механичес-
ких показателей, которые в готовом изделии проконтролировать
бывает невозможно.
Показатели теплостойкости связаны с показателем твердости
обычной зависимостью: теплостойкость твердых эластомеров
выше, чем более мягких.
С точки зрения повышения напорности насоса повышение
твердости является полезным свойством, оно совпадает и с по-
вышением теплостойкости. Однако наиболее износостойки мяг-
кие синтетические каучуки.
Таким образом, для износостойкой модификации насоса не-
обходимы обоймы в специальном исполнении.
После вопроса крепления к металлу износостойкость является
наиболее важным из требований, предъявляемых к эластомеру.
Стойкость к истиранию полиуретановых каучуков в несколь-
ко раз выше стойкости нитрильных. Однако проблема трения и
износа трущихся пар с участием механических примесей сложна
и требует больших усилий для ее исследования и решения. Пока
наиболее износостойкая пара — хром по эластомеру.
Обоймы, покрытые изнутри эластомером, изготовляют, как
правило, в пресс-форме. Эластомер заполняет форму и подверга-
ется вулканизации. С помощью литьевых стержней с правым и
левым направлением винтовых спиралей формуются соответствую-
щие обоймы — правые или левые. Перед сборкой качество и размер
обойм контролируется гладкими цилиндрическими калибрами.
Контроль качества эластомера осуществляется с помощью сви-
детелей — образцов эластомера, изготовляемых в той же пресс-
форме одновременно с изделием. По торцам обоймы контроли-
руется твердость эластомера.
Стабильность химического состава и физико-механических свойств
эластомера и строгое соблюдение технологического регламента
на всех операциях обеспечивают гарантированный ресурс насоса.
Винт. Наиболее технологически простым является однозаход-
ный винт с поперечным сечением в виде правильного круга.
712
Винт может быть изготовлен из стали, легированной хромом,
или из титанового сплава, который примерно в 1,7 раза легче
стали и не уступает ей по прочности. Выигрыш в массе позволяет
во столько же раз снизить нагрузку на эластомер от центробеж-
ной силы при вращении винта. Обрабатывается винт на токар-
ном станке, обычно с приспособлением для вихревой нарезки,
что позволяет получить высокую точность при наиболее высокой
производительности труда. Поверхности винта должны удовлет-
ворять требованиям высокой твердости и чистоты обработки. Эти
условия выполняются нанесением на поверхность твердого слоя
хрома и его полированием в специальном приспособлении.
Сборка сдвоенных насосов. При сборке сдвоенного насоса ра-
бочие пары обойма — винт (как левые, так и правые) подбира-
ются по возможности с одинаковым монтажным натягом. Пос-
ледний рассчитывается с учетом температурного исполнения
насоса. Если насос предназначен для работы в скважинах с по-
вышенной температурой жидкости, натяг уменьшается и дол-
жен быть предусмотрен предварительный зазор. Этот зазор при
нагреве насоса в скважине будет выбран и перейдет в стандарт-
ный натяг в связи с тем, что эластомер в обойме расширяется
больше, чем металлический корпус. Заказчик обязан своевре-
менно известить предприятие-изготовитель о необходимом ему
температурном исполнении насоса.
Необходимым условием сборки является также балансировка
винтов. Правый и левый винты при сборке следует располагать
в одной плоскости и размещать в обоймах так, чтобы оси винтов
(приведенные к центрам тяжести массы) находились в противо-
положных направлениях. Тогда центробежные силы РциР'ц (рис.
5.177) будут уравновешены, неуравновешенным останется лишь
вектор момента инерции второго порядка от пары сил Ри и Р'^.
Рис. 5.177. Схема балансировки винтов
713
ра=р'
ц
meat2
2
(5.46)
Абсолютная величина этого момента невелика и, как пока-
зывает практика, не влияет на прочность погружного агрегата
или насосно-компрессорных труб.
Такая балансировка винтов при сборке насоса легко достигается
простым вращением корпусов обойм при одновременном контроле
положения винтов в обоймах. Так как при вращении корпуса обой-
мы на угол а угловое перемещение винта в обойме составляет 2а,
задача балансировки винтов при сборке насоса не составляет труда.
Особенности конструирования универсальных шарниров. Уни-
версальные шарниры конструируются с учетом необходимого
эксцентриситета винтов, передаваемого крутящего момента и
осевых сил, возникающих в насосе от давления. Предложенные
ранее шарниры с гибким тросом, шарниры с точечным контак-
том между торовыми поверхностями звеньев цепи, так же как и
широко известные шарниры типа Кардана-Гука, или упругий
вал взамен шарниров оказались ненадежными при эксплуата-
ции насосов со сдвоенными винтовыми роторами.
Только конструкция (см. рис. 5.173) показала себя достаточно
надежной и широко применяется в промышленных образцах.
При изготовлении шарнира основное внимание следует об-
ращать на параллельность и равномерность размещения по ок-
ружности канавок, в которые помещаются «плавающие» роли-
ки, и на их термическую обработку.
Прилегание сферических поверхностей должно быть не менее
75%. Сборка шарниров должна обеспечивать их подвижность,
т.е. необходим небольшой зазор между трущимися деталями.
5 8 3 ВЛИЯНИЕ ЗАЗОРА И НАТЯГА
В РАБОЧИХ ОРГАНАХ ВИНТОВОГО НАСОСА
НА ЕГО ХАРАКТЕРИСТИКИ
Рассмотрим явления, связанные с зазорами и натягами, име-
ющимися в насосе [33].
Практика проектирования насосов с упругой обоймой показы-
вает, что для обеспечения эффективной работы необходимо со-
здать достаточную герметичность по линиям контакта поверхнос-
714
тей винта и обоймы. Обычно герметичность достигается тем, что
рабочий винт имеет превышение одного или нескольких размеров
(чаще всего поперечного сечения) над соответствующими элемен-
тами профиля обоймы, т.е. имеет место первоначальный натяг 80.
Схема действующих сил. Определим силы, вызывающие тре-
ние, винта и регламентирующие положение винта в обойме
(рис. 5.178). Таких сил две.
1. Сила инерции, существование которой обусловлено кине-
матикой движения винта, на длине шага винта
2	1
где г — радиус поперечного сечения винта;
t — шаг винта;
е — эксцентриситет винта;
у — удельный вес материала винта;
а>0 — угловая скорость перемещения оси винта относительно
оси обоймы;
g — ускорение силы тяжести;
а — коэффициент, учитывающий силу инерции от вращения
эксцентриковой муфты и той части тела винта, которая высту-
пает из обоймы.
2. Радиальная гидравлическая сила, определенная Д.Д. Сав-
виным:	д t
Рр=----Рк.	(5.48)
л
Pt
Рис. 5.178. Схема действия сил в насосе
715
Здесь Рк — межвитковый перепад давления.
р -р
(5.49)
где Рн — давление нагнетания;
Рвс — давление всасывания;
Z — количество шлюзов в каждой нарезке обоймы.
Равнодействующая этих двух сил равна:
р№=№<	(5.50)
Суммарная нормальная сила на контактной линии на длине
шага винта:
f	2Р COSY
pni = J^sin(cp-у)б7ф = •—-----•	(5.51)
о
Из рис. 5.178 видно, что угол <р является углом поворота оси
сечения обоймы относительно оси z, а у = arctg (Р/Р).
Таким образом, устанавливаем, что нормальная сила, прижи-
мающая винт к обойме, является функцией обеих радиальных
сил, а также соотношением их значений.
Приведенная нормальная сила с учетом влияния первоначаль-
ного натяга
^=^+^8,
(5.52)
где сила Ps является функцией первоначального натяга, тол-
щины и механических свойств резины рабочей поверхности обой-
мы и определяется экспериментально.
Деформация внутренней поверхности обоймы происходит в
направлении равнодействующей силы Р , под действием ко-
торой винт смещается в обойме. Предположим, что смещение
это (00,) будет равно т (рис 5.179, изменится и натяг (радиаль-
ная деформация резины) на контактной поверхности рабочих
органов.
Суммарный натяг представим в виде:
8 = m-sin(<p - у) + 80.	(5.53)
716
Рис. 5.179. Деформации обоймы
С целью создания смазки на контактной поверхности гео-
метрические размеры рабочих органов выбираются таким обра-
зом, чтобы обеспечить при работе насоса появление зазора.
Значения зазора определяются
0 = msin((p-у)-50.
(5.54)
Уравнения (5.53) и (5.54) справедливы для всех положений
винта в обойме, за исключением момента <р = 0 ± (п/2)и, когда
сечение винта занимает крайнее положение в сечении обоймы.
Анализ деформации резины в этих сечениях показывает, что об-
разующийся после деформации зазор весьма мал и для практи-
ческих расчетов им можно пренебречь. Графики изменения за-
зора и натяга на развертке рабочих органов насоса на длине
шага обоймы показаны на рис. 5.180.
Исследование зависимостей (5.53) и (5.54) показывает, что
ввиду малой амплитуды кривых справедливо, при сохранении
постоянства гидравлического радиуса, заменить действительные
717
Рис 5.180. Схема развертки контактных линий рабочих органов*.
а — нарезка I; б — нарезка П
1 — первоначальный натяг, 2 — радиальная деформация резины в направ-
лении равнодействующей Рур; 3 — действительное значение зазора и натя-
га; 4 — усредненные значения зазора; 5 — усредненные значения натяга
значения зазора и натяга средними, пользуясь следующими
выражениями:
Onl
5ср = (—+ 80)Х,	(5.55)
71
где х ~ коэффициент,
2т
здесь	a = arcsin^-	(5.56)
т
2wcosa
Уср------- о0 ,
р п -2a
Длина проекции проточной части контактной линии на ось
обоймы на длине шага винта
Ь9 = /(л-2а).	(5 57)
71
718
Длина проекции поверхности трения винта в обойме по длине
шага винта
.	Lg = —(л + 2а).	(5.58)
ге
На основании проведенных исследований были сделаны сле-
дующие выводы:
1. Одновинтовой насос характеризуется непостоянной ори-
ентацией рабочего винта. При работе насоса под действием инер-
ционных и гидравлических сил происходит радиальная дефор-
мация упругой обоймы и смещение винта в поперечном направ-
лении.
2. Деформация обоймы предопределяет возникновение зазо-
ра с одной стороны, диаметрального сечения винта и натяга между
винтом и обоймой с другой, величина и протяженность которых
непостоянны и определяются выражениями (5.53—5.58).
Механические потери. Первоначально примем два допущения.
1. В процессе работы насоса винт самоустанавливается в обой-
ме, вследствие чего силы, действующие на обойму, распределя-
ются равномерно по всей длине (при идеальной геометрии вин-
та и обоймы).
2. Коэффициент трения винта по резиновой поверхности обой-
мы постоянен.
Мощность трения на длине обоймы, кВт:
Njp=2fi6^Pn-f-rni,	(5.59)
где f — коэффициент трения пары «обойма — винт», в фун-
кции удельного давления;
п — скорость вращения приводного вала, об/мин.
Задачей одного из циклов проведенных балансовых испыта-
ний являлось определение области оптимальных значений ве-
личины 8о. Было установлено, что для обойм, внутренняя полость
которых отлита из резины с твердостью 55—75 ед. по ТМ-2, оп-
тимальным с точки зрения равномерности распределения дав-
ления вдоль оси обоймы следует считать межвитковый перепад
давления
Рк = 1,3—1,8 кг/см2.	(5.60)
719
В этом режиме максимальные уровни КПД были получены
при следующих значениях величины первоначального натяга
8„ п = (0,02-0,03) ч.
0 опт ' ’	’	'
(5.61)
Механические потери в рабочих органах существенно зави-
сят от величины первоначального натяга (рис. 5.181).
Рис. 5.181. Зависимость энергетических показателей
насоса 1ВВ 0,4/2 от величины первоначального натяга
При 80 >80опт наблюдается резкое повышение мощности трения.
Объемные потери. Объемные потери представляют собой рас-
ход жидкости через щель проточной части контактной поверх-
ности:
q^-shg- %-	(5.62)
V Y ’
где 5 — площадь щели.
720
Коэффициент расхода ц в общем виде является функцией
числа Рейнольдса

определяемого из выражения
где v — коэффициент кинематической вязкости.
Совместно решая уравнения (5.62) и (5.63), получим:
(5.64)
где Е — длина проточной части контактной линии.
Для определенного типоразмера насоса при перекачке одно-
родных жидкостей произведени
(5.65)
Следовательно,
9 = с-0”'1 -Р^
(5 .66)
Стендовые испытания рабочих органов насоса 1ВВ 1,6;
1ВВ 0,8 и 1ВВ 0,4 при перекачке воды показали, что при перво-
начальных натягах по выражению (5.61) перетоки жидкости ха-
рактеризуются весьма широким диапазоном числа Рейнольдса
(Re = 300-10000).
Экспериментально были получены следующие значения ко-
эффициентов:
п = 2*8,
ц= 0,28-0,7.
46 Ивановский
721
Анализ выражения (5.66) (предположив Рк= const) позволяет
получить аналитическую зависимость объемных потерь насоса
от величины зазора и первоначального натяга.
q = с, • ® ”'
ср
= с,(зср-80)
(5 67)
где
п
п-1
На рис. 5.182 показана зависимость объемных потерь насоса
1ВВ, 1,6/16 от величины первоначального натяга при перекачке
воды
насоса 1ВВ 1,6/16 от величины первоначального натяга 50:
1 — 0,4 мм, 2 — 0,35 мм, 3 — 0,28 мм, 4 — 0,2 мм, 5 — натяг отсутствует
Анализ результатов испытаний объясняет заметный разброс
значений подачи насосов серийного производства, в которых по
технологическим соображениям первоначальный натяг имеет
отклонение ±0,1 мм.
Результаты теоретических и экспериментальных исследова-
ний показали:
1.	Величина первоначального натяга оказывает большое вли-
яние на энергетические показатели одновинтовых насосов. Для
722
принятых оптимальных значений перепадов межвитковых дав-
лений (5.58) имеет место интервал значений первоначального
натяга (5.59), при котором рабочие органы насоса работают с
максимальным значением КПД, достигающим 70—75% для на-
соса 1ВВ 1,6 и 55—65% для насоса 1ВВ 0,4.
2.	С повышением величины 8о‘ уменьшается зазор в проточ-
ной части контактной линии, вследствие чего уменьшаются
объемные потери; увеличивается нормальная сила и уменьшает-
ся удельное давление, что вызывает увеличение механических
потерь.
3.	При натяге 5о > 8о опт наблюдается резкое понижение обще-
го КПД насоса.
5 8 4 РАБОЧИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ВИНТОВЫХ НАСОСОВ
В настоящее время отечественной промышленностью выпус-
каются электропогружные винтовые насосы для добычи нефти
следующего параметрического ряда:
УЭВН5-12-1200
УЭВН5-12-1500
УЭВН5-16-1200
УЭВН5-16-1500
УЭВН5-25-1000
УЭВН5-25-1500
УЭВН5-63-1200
УЭВН5-100-1000
УЭВН5-100-1200
УЭВН5-200-900.
Винтовые насосы характеризуются основными гидравличес-
кими параметрами: напор, давление, мощность, КПД. Ниже на
(рис. 5.183—5.188) приведены рабочие характеристики некото-
рых винтовых насосных установок [34].
В приведенных ниже табл. 5.83 и 5.84 представлены техни-
ческие характеристики установок электропогружных винтовых
насосов и самих насосов.
723
Q, м’/сутки
N*, кВт
b по м зоо'т'ж oooboo ооо штотшн,^
Рис. 5.183. Характеристика насоса установки УЭВН5-16-1200
О 100 200 300 000500 000 700800 ОО01000П00 Н,П
Рис. 5.184. Характеристика насоса установки УЭВН5-25-1000
724
Рис. 5.185. Характеристика насоса установки УЭВН5-63-1200
Рис. 5.186. Характеристика насоса установки УЭРЧ5-100-1000
725
Q, м'’/сутки
N*, кВт
О т 2003001Ю0500 600100 BOO 900 100011001200 Н,н
Рис. 5.187. Характеристика насоса
установки УЭВН5-100-1200
Рис. 5.188. Характеристика насоса
установки УЭВН5-200-900
726
Технические характеристики установок
Таблица 5.83
Показатель	УЭВН 5-16-1200	УЭВН 5-25-1000	УЭВН 5-63-1200	УЭВН 5-100-1000	УЭВН 5-100-1200	УЭВН 5-200-900
Подача, м3/сутки	16	25	63	100	1ОО	200
Давление, МПа	12	10	12	10	12	9
Напор, м Рекомендуемая рабочая часть:	1200	1000	1200	1000	1200	900
подача, м3/сугки	16-22	25-36	63-80	100-150	100-150	200-250
давление, МПа	12-6	10-4	12-6	10-2	12-6	9-2,5
Мощность электродвигателя, кВт	5,5	5,5*	22	22*	32	32
КПД погружного агрегата, % Габаритные размеры погружного агрегата (насос, электродвигатель с гидрозащитой), мм.	38,6	40,6**	41,4	45 9**	46,3	49,8
диаметр	117	117	117	117	117	117
длина L	8359	8359***	11104	11104***	13474	13677
Масса погружного агрегата, кг	341	342	546	556	697	713
* Установки могут быть укомплектованы электродвигателем соответственно мощностью 22 и 32 кВт.
** Для установок с электродвигателем мощностью 22 и 32 кВт соответственно 39,5 и 46,4%.
ti *** Для установок с электродвигателем мощностью 22 и 32 кВт соответственно 10671 и 13071 мм.
Технические характеристики установок
Таблица 5.83
Показатель	УЭВН 5-16-1200	УЭВН 5-25-1000	УЭВН 5-63-1200	УЭВН 5-100-1000	УЭВН 5-100-1200	УЭВН 5-200-900
Подача, м3/сутки	16	25	63	100	1ОО	200
Давление, МПа	12	10	12	10	12	9
Напор, м Рекомендуемая рабочая часть:	1200	1000	1200	1000	1200	900
подача, м3/сугки	16-22	25-36	63-80	100-150	100-150	200-250
давление, МПа	12-6	10-4	12-6	10-2	12-6	9-2,5
Мощность электродвигателя, кВт	5,5	5,5*	22	22*	32	32
КПД погружного агрегата, % Габаритные размеры погружного агрегата (насос, электродвигатель с гидрозащитой), мм.	38,6	40,6**	41,4	45 9**	46,3	49,8
диаметр	117	117	117	117	117	117
длина L	8359	8359***	11104	11104***	13474	13677
Масса погружного агрегата, кг	341	342	546	556	697	713
* Установки могут быть укомплектованы электродвигателем соответственно мощностью 22 и 32 кВт.
** Для установок с электродвигателем мощностью 22 и 32 кВт соответственно 39,5 и 46,4%.
ti *** Для установок с электродвигателем мощностью 22 и 32 кВт соответственно 10671 и 13071 мм.
Таблица 5.84
Технические характеристики насосов
Показатель	ЭВН5-16- 1200	ЭВН5-25- ЮОв	ЭВН5-63- 1200	ЭВН5-100- 1000	ЭВН5-100- 1200	ЭВН5-200- 900
Подача, м3/сутки	16	25	63	100	100	200
Напор, м	1200	1000	1200	1000	1200	900
Мощность насоса, кВт	4,5	5,5	16,0	19,5	23,0	31,0
КПД, %	48,3	51,4	53,5	59,6	59,1	65,7
Габаритные размеры, мм: диаметр	103	103	103	103	103	103
длина L	3488	3488	4053	4143	4443	4646
Масса, кг	105	106	126	136	150	160
5.8 5. ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ
ДЛЯ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ
Для привода погружных винтовых насосов изготавливают
маслонаполненные трехфазные асинхронные четырехполюс-
ные погружные электродвигатели переменного тока с корот-
козамкнутым ротором
(рис. 5.189). Двигатели
предназначены для
продолжительного ре-
жима работы от сети
переменного тока ча-
стотой 50 Гц.
Электродвигатель
состоит из статора 4,
ротора 5, головки 2,
верхней 3 и нижней 6
опор (радиальных
подшипников сколь-
жения), основания 7с
фильтром 8. В голов-
ке электродвигателя
расположены осевая
опора 1 (упорный
подшипник), воспри-
нимающая массу под-
вешенного на ней ро-
тора, колодка кабель-
ного ввода и концевая
радиальная опора
вала. Статор представ-
ляет собой стальной
цилиндрический тон-
костенный корпус, в
Рис. 5.189. Электродвигатель
типа ПЭД для погружных
винтовых насосов
729
ЭАНчпрвЦиитль
котором расположен магнитопровод,
состоящий из магнитных и немагнит-
ных пакетов. Немагнитные пакеты яв-
ляются опорами промежуточных под-
шипников скольжения ротора. Ротор
электродвигателя многоопорный, состо-
ит из пустотелого вала и группы сер-
дечников, между которыми расположе-
ны промежуточные радиальные опоры
(подшипники скольжения).
Условное обозначение электродвига-
телей: П — погружной; ЭД — электро-
двигатель; цифры после букв — услов-
ная мощность (кВт); цифры после тире
— диаметр корпуса (мм); 4 — четырех-
полюсный; В — климатическое исполне-
ние; последняя цифра — категория раз-
мещения.
Технические характеристики погруж-
ных электродвигателей, используемых для
привода винтовых насосов, приведены в
таблице 5.85.
Герметизация электродвигателя осу-
ществляется с помощью гидрозащиты
1Г51, конструкция которой подробно
рассмотрена в разделе 5.2.3 настоящей
книги.
Рис. 5.190. Электродвигатель
с гидрозащнтой 1Г51:
1 — протектор, 2 — перепускной клапан;
3 — компенсатор
730
Таблица 5.85
Технические характеристики
погружных электродвигателей
Наименование параметра	ПЭД5,5- 117/4В5	ПЭД8- 117/4В5	ПЭД11- 117/4В5	ПЭД22- 117/4В5	ПЭД32- 117/4В5
Номинальная мощность, кВт	5,5	8	11	22	32
Напряжение линейное, В	350	450	650	700	1000
Номинальный ток, А	15,5	18	17	31,5	32
Частота тока, Гц	50	50	50	50	50
Частота враще- ния вала, об/мин	1500	1500	1500	1500	1500
Скольжение, %	8	7	7	7,5	7,5
Коэффициент мощности, доли ед	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75
КПД, %	78	77	77	76,5	76,5
Температура окружающей среды, °C (не более)	90	90	90	90	90
Тип гидрозащиты	1Г51	1Г51	1Г51	1Г51	1Г51
Диаметр электродви- гателя, мм	117	117	117	117	117
Длина электро- двигателя, мм	2558	2848	3548	5008	6758
Масса электро- двигателя, кг	159	185	237	320	450
Установки электропогружных винтовых насосов комплекту-
ются оборудованием, приведенным в табл. 5.86.
731
Таблица 5.86
Установка	Электро- двигатель	Кабель в сборе		Комплектное устройство	Трансформатор
		Основной X площадь сечения, ММ2 х длина, м	Удлинитель х площадь сечения, ММ2 х длина, м		
УЭВН5-16-1200 УЭВН5-16-1500 УЭВН5-12-1500	ПЭД5,5- 117/4В5 ПЭД11-117/4В5 ПЭД11-117/4В5	КПБКЗХ 10Х 1275	КПБПЗХ6Х25	Ш5103-3277У1	
УЭВН5-25-1000А, Б УЭВН5-25-1500	ПЭД11-117/4В5 ПЭД22-117/4В5	КПБКЗХ 10Х 1075	КПБПЗХ6Х25	Ш5103-3277У1	
УЭВН5-25-1000А1,В,К	ПЭД22-117/4В5	КПБКЗХ 16Х 1075	КПБПЗХ6Х25	ШГС5805-49АЗУ1	ТМПН63/1- 73УХЛ1
УЭВН5-100-1000А, В, Б	ПЭД22-117/4В5	КПБКЗХ 16Х 1075	КПБПЗХ6Х25	ШГС5805-49АЗУ1	ТМПН63/1- 73УХЛ1
УЭВН5-100-1000А1, К	ПЭД32-117/4В5	КПБКЗХ 16Х 1075	КПБПЗХ6Х25	ШГС5805-49АЗУ1	тмпнюо/з- 73УХЛ1
УЭВН5-100-1200Г	ПЭД32-117/4В5	КПБПЗХ 16Х 1300	КПБПЗХ6Х20 КПБПЗХ 16Х 1300	ШГС5805-49АЗУ1	ТМПН100/3- 73УХЛ1
УЭВН6-63-1200В, К УЭВН6-63-1200В, К	ПЭД22-117/4В5 ПЭД32-117/4В5	КПБПЗХ 16Х 1300	КПБПЗХ6Х20 КПБПЗХ 16Х 1300	ШГС5805-49АЗУ1	ТМПН63/1- 73УХЛ1
5.8.6. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ
ЗАРУБЕЖНОГО ПРОИЗВОДСТВА
Зарубежные фирмы выпускают разные модификации погруж-
ных винтовых насосов в зависимости от назначения, но рабочие
органы практически во всех насосах одного и того же типа. Они
состоят из резиновой обоймы и стального винта. Винт, как пра-
вило, имеет однозаходную спираль, обойма — двухзаходную. Зна-
чительно реже встречаются насосы с
двухзаходным винтом и трехзаходной
обоймой.
Благодаря увеличению числа заходов
рабочих органов соответственно увели-
чивается и производительность насоса,
и напор при одной и той же длине
обоймы.
Фирма «Sigma Olomouc» (Чехия) вы-
пускает одновинтовые погружные насо-
сы (рис. 5.191) для подъема воды из сква-
жин. Насос вместе с погружным двига-
телем на трубах спускается в скважину
под уровень жидкости. Насос снабжен
обратным шариковым клапаном.
Фирма «Robbins and Myers» (США)
создала погружной одновинтовой насос
для добычи нефти из скважин преиму-
щественно с повышенным содержанием
механических примесей. Приводом на-
соса служит погружной электродвигатель.
Электроэнергия с поверхности подается
по специальному кабелю.
В 1972 г. фирма «Husky Oil Ltd.» (Ка-
нада) получила патент на насосную ус-
тановку для добычи из скважин вязкой
Рис. 5.191. Скважинный одновинтовой насос
фирмы «Sigma»
733
нефти, преимущественно с механическими примесями. В каче-
стве насоса в этой установке применен одновинтовой насос с
одним рабочим органом, состоящим из резинометаллической
обоймы и стального винта. В состав всего погружного агрегата
входят погружной двигатель, редуктор, компенсатор и насос. Ком-
поновка составных частей установки такая же, как и в установ-
ках, работающих в России. Отличие состоит лишь в том, что в
установках фирмы «Husky Oil Ltd.» для снижения частоты вра-
щения вала насоса используется планетарный редуктор. Приме-
нение редуктора позволяет получить оптимальную частоту вра-
щения вала насоса в зависимости от рода откачиваемой жидко-
сти. Такое устройство обеспечивает сравнительно высокую из-
носоустойчивость рабочих органов при откачке пластовой жид-
кости с большим содержанием механических примесей за счет
значительного снижения частоты вращения.
С помощью редуктора, встроенного в погружной агрегат и
установленного между двигателем и компенсатором, частоту
вращения вала насоса можно снизить с 3600 до 600 об/мин. Ком-
пенсатор, установленный над редуктором, снабжен упругой диа-
фрагмой и заполнен жидким маслом, которое служит смазкой
для редуктора и электродвигателя.
Фирма «Pompes et Compresseurs MOINEAU» и Французский ин-
ститут нефти разработали погружной винтовой насос для добы-
чи нефти из скважин с максимальным давлением 80 кгс/см2.
Установка состоит из насоса, электродвигателя с протектором,
кабеля и наземной системы электропитания двигателя. Насос
выполнен в двух вариантах.
На рис. 5.192, а показан вариант насоса, в котором четыре
одинаковых рабочих органа соединены последовательно, что по-
зволяет получить общий напор насоса, равный сумме напоров,
развиваемых каждым рабочим органом в отдельности. Подача
насоса равна подаче отдельного рабочего органа.
На рис. 5.192, б показан вариант насоса, в котором два оди-
наковых рабочих органа с правым направлением спирали вин-
товой линии соединены между собой последовательно, а с дву-
мя другими рабочими органами с левым направлением спирали,
соединенными между собой также последовательно, соединены
параллельно. При такой схеме соединения рабочих органов по-
дача и напор удваиваются по сравнению с подачей и напором
734
ж
каждого рабочего органа в от-
дельности.
Приводом служит серийный
погружной электродвигатель с
частотой вращения 2950 —
3500 об/мин, снабженный пре-
образователем частоты, что обес-
печивает снижение частоты вра-
щения вала насоса до 500 об/мин.
Планируется выпуск таких на-
сосов с частотой вращения вала
насоса 700 и 1000 об/мин. Мак-
симально возможная подача насо-
са 400 м3/суг, таким образом мак-
симальная подача отдельной ра-
бочей пары 200 м3/сут. Попереч-
ный габарит корпуса насоса в за-
висимости от подачи 82—160 мм.
Фирма «REDA PUMP
COMPANY» выпускает винтовые
насосные установки, которые
имеют погружной электродвига-
тель, обеспечивающий привод
винтового насоса, редуктор с
гибким приводом, предназначен-
ный для уменьшения частоты
вращения электродвигателя и
преобразования вращательного
движения ротора насоса в кон-
центрическое вращение [28].
Рис. 5.192. Схемы насосов Р.С.М.
(Франция):
а — последовательное расположение
винтов; б — последовательно-
параллельное соединение винтов
735
В редукторе используется планетарная редукционная систе-
ма. Для восприятия осевой нагрузки насоса введена секция осе-
вой опоры. Имеются редукторы с передаточными отношениями
4:1 и 16:1. Между погружным электродвигателем и редуктором
установлен протектор для уплотнения и выравнивания давле-
ния. Вследствие особых требований к электродвигателю и ре-
дуктору, каждый из них содержит различные жидкости. Эти
жидкости разделяются протектором и позволяют выровнять дав-
ление со скважинным давлением. В случае неисправности в ре-
дукторе или электродвигателе, загрязненная жидкость не проник-
нет в другой компонент и не вызовет дальнейшего повреждения.
Для привода редуктора используется 4-полюсный погружной
электродвигатель. Выходная частота вращения электродвигате-
ля составляет 1700 об/мин при 60 Гц. Применение 4-полюсного
электродвигателя понижает сложность редуктора, требуя только
одну понижающую ступень.
Выходная частота вращения системы с передаточным отно-
шением 4:1 составляет 425 об/мин при 60 Гц. Установка может
работать при частоте тока 30—70 Гц.
Фирмой REDA разработаны установки винтового насоса трех
различных диаметров:
Диаметр 4,2" — Спуск в обсадную колонну диаметром 5’/2"
(140 мм).
Мощность приводного электродвигателя — 10—50 л.с.
— Первая установка установлена в августе 1996 года.
— С тех пор система установлена более чем в 20 скважинах.
— До сих пор самый продолжительный непрерывный период
работы составлял 300 дней.
Диаметр 5,25" — Спуск в обсадную колонну диаметром 7"
(178 мм).
Мощность приводного электродвигателя — 10—70 л.с.
— Первая установка запушена в работу в мае 1994 года.
— Системы установлены более чем в 40 скважинах.
— До сих пор самый продолжительный непрерывный период
работы составлял 730 дней.
Диаметр 6,87” — Спуск в обсадную колонну диаметром 85//'
(219 мм).
Мощность приводного электродвигателя — 80—100 л.с.
— Первая установка запушена в работу в сентябре 1997 года-
736
Также фирмой REDA выпускаются погружные винтовые ус-
тановки с извлекаемыми с помощью канатной техники рабочи-
ми органами «винт — обойма». В данных установках погружной
электродвигатель, кабель, протектор и редуктор устанавливают-
ся на эксплуатационную колонну. Винтовая пара устанавлива-
ется и извлекается при помощи одножильного каната. Это обес-
печивает замену рабочих органов без использования агрегата для
подземного ремонта скважин. Замену рабочих органов можно
произвести с использованием лубрикатора, постоянно контро-
лируя давление в скважине.
В современной конструкции применяются НКТ 4‘/2" (114 мм),
которые используются в качестве лифтовой колонны внутри
обсадной трубы диаметром 7" (178 мм). Имеется система с
НКТ диаметром 3'/2" (89 мм), способная обеспечить дебит до
500 барр/сутки.
На сегодняшний день практически все зарубежные фирмы
проводят опытно-конструкторские и экспериментально-промыш-
ленные работы по созданию установок ЭВН, однако ни одна из
фирм не наладила до сих пор серийного производства УЭВН
(полностью) из-за недостаточной работоспособности разраба-
тываемого оборудования.
5.9. УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ
ДИАФРАГМЕННЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Диафрагменные насосы относятся к классу объемных. Они
предназначены, в первую очередь, для эксплуатации мало- и
среднедебитных нефтяных скважин которые, в настоящее время
и в ближайшем обозримом будущем, являются основным фон-
дом нефтяной промышленности России.
Насос состоит из гидравлической и приводной части. В гид-
равлическую часть входит всасывающий и нагнетательный кла-
паны, гидравлическая полость в которую поступает, а затем вы-
тесняется добываемая жидкость и диафрагма, разделяющая на-
сос на две части. Диафрагма выполняет две функции. Первая —
вытеснение добываемой жидкости и вторая — изолирование при-
водной части от агрессивной добываемой среды. Приводная часть
47 Ивановский
737
в зависимости от конструктивного исполнения может содержать
различные узлы. Ее задачей является создание усилия и его пе-
редача на диафрагму. По способу передачи энергии бесштанго-
вые диафрагменные насосы можно разделить на две группы, в
первую из которых входят насосы с погружным электроприво-
дом, а во вторую — с поверхностным гидроприводом.
В качестве привода в диафрагменных насосах для добычи
нефти наиболее часто используется электропривод. Были по-
пытки использовать в качестве привода соленоидные (электро-
магнитные) и линейные электродвигатели, применение которых
приводит к значительным упрощениям в трансмиссии [35].
Соленоидный двигатель является наиболее простым по кон-
струкции из названных и компактным. Недостатками его явля-
ются низкий КПД и большая скорость движения рабочего орга-
на. В настоящее время преодолеть эти недостатки является не-
возможным, что затрудняет применение подобного двигателя для
насосов, предназначенных для добычи нефти.
Линейный двигатель позволяет по сравнению с соленоид-
ным уменьшить скорость поступательного движения якоря, но,
к сожалению, имеет относительно низкий КПД (порядка 30%),
а, следовательно, и высокую рабочую температуру обмоток. Так
как диафрагменные насосы предназначены в первую очередь
для малодебитных скважин, то охлаждение линейных электро-
двигателей затруднено, поэтому в настоящее время они не ис-
пользуются.
Роторный асинхронный электродвигатель является в настоя-
щее время самым распространенным типом привода для погруж-
ных насосных установок, благодаря достаточно высокому КПД
(свыше 80%) и высокой технической и технологической отрабо-
танности изготовления, эксплуатации и ремонта.
Система привода от двигателя к диафрагме называется транс-
миссией и подразделяется на механическую и гидравлическую.
В диафрагменных насосах с механическим приводом диаф-
рагмы имеется толкатель, который жестко связан с диафрагмой.
В период хода нагнетания диафрагма испытывает нагрузку, рав-
ную давлению, создаваемому насосом, поэтому с ростом давле-
ния, создаваемого насосом, срок службы диафрагмы резко умень-
шается. По этой причине при механическом приводе диафраг-
мы параметры насоса, как правило, жестко связаны с прочнос-
738
тными параметрами диафрагмы и ограничены сроком ее служ-
бы. Так как давление, развиваемое погружными насосами для
добычи нефти, достаточно велико (порядка 10 МПа), то данный
вид трансмиссии не может быть использован в насосах, пред-
назначенных для долговременной работы в скважинах.
В насосах с гидравлическим приводом диафрагмы между ней
и исполнительным органом насоса находится жидкая рабочая
среда, которая, вытесняясь из рабочей камеры рабочим органом
(например, — плунжером), воздействует на диафрагму, а через
нее — на перекачиваемую среду. При этом диафрагма является
лишь разделительным органом, отделяющим рабочую среду и
исполнительные органы насоса от перекачиваемой среды. Дав-
ление сред по обе стороны диафрагмы практически одинаково.
Если отклонение диафрагмы от нейтрального положения выб-
рано с таким расчетом, что напряжения в материале диафрагмы
незначительны, то работоспособность диафрагмы и срок ее служ-
бы определяется пределом выносливости материала при много-
кратном изгибе в месте крепления диафрагмы к корпусу насоса.
Кроме того, к достоинству этого типа трансмиссии относится
возможность передачи больших мощностей при малых размерах
элементов, большой срок службы, обуславливаемый в значитель-
ной степени самосмазыванием всех элементов трансмиссии ра-
бочей жидкостью и простыми средствами предохранения транс-
миссии от перегрузок. К особенностям данного вида трансмис-
сии следует отнести высокие требования, предъявляемые к ка-
честву изготовления ее элементов, а также к самой рабочей жид-
кости, свойства которой должны оставаться стабильными при
длительной работе в условиях повышенной температуры и дав-
ления. В связи с решением данных задач современными струк-
турами машиностроения и нефтехимии именно данный тип
трансмиссии используется для диафрагменных насосов для до-
бычи нефти.
Однако, в случае применения гидравлического привода ди-
афрагмы, необходимо в конструкции насоса предусмотреть уст-
ройство для поддержания заданного нейтрального положения
диафрагмы. Наиболее простыми являются устройства открыто-
го типа, когда конструкция насоса обеспечивает гарантирован-
ную утечку из полости насоса в диафрагменную камеру, а отту-
да, при образовании некоторого определенного избытка рабо-
739
чей жидкости, он сбрасывается в нагнетательный канал диаф-
рагменного насоса. В этом ’случае в насосе должен быть доста-
точный объем рабочей жидкости для обеспечения необходимого
срока службы насоса.
Устройства по поддержанию нейтрального положения диаф-
рагмы (иначе называемая системой компенсации утечек — СКУ)
позволяют регулировать объем рабочей жидкости в диафрагмен-
ной камере, добавляя ее туда или сбрасывая избыток в сливную
линию силового насоса. При использовании такой системы по-
тери рабочей жидкости минимальны, однако наличие такой си-
стемы усложняет конструкцию насоса. В других случаях может
быть применена комбинированная система, при которой недо-
статок рабочей жидкости в диафрагменной камере компенсиру-
ется из гидравлической системы насоса, а избыток — сбрасыва-
ется в нагнетательный канал диафрагменного насоса. Конкрет-
ный выбор одного из способов поддержания нейтрального по-
ложения диафрагм зависит от конструкции насоса и, в частно-
сти, от конструкции диафрагм.
Как уже указывалось выше, одной из наиболее важных час-
тей насоса является диафрагма. Часто именно ее долговечность
определяет долговечность насоса, так как клапаны имеют доста-
точный ресурс и их конструкция хорошо отработана, а привод-
ная часть насоса отделена от агрессивной среды диафрагмой и
поэтому имеет также высокие показатели долговечности. Так
как особенности исполнения диафрагм зависят от конструкции
насоса, то в начале рассмотрим их.
Скважинные диафрагменные насосы могут быть как одно-
стороннего, так и двустороннего действия. Насосы односторон-
него действия позволяют значительно упростить конструкцию и
уменьшить габариты. Однако, при этом появляется значитель-
ная неравномерность загрузки привода, что снижает его КПД и
надежность. Этот недостаток можно существенно ослабить при
применении рекуператоров энергии холостого хода. При этом
снижается необходимая установочная мощность привода и улуч-
шаются условия его работы, повышается общий КПД. В то же
время наличие рекуператора усложняет конструкцию насоса.
Кроме того, выход из строя рекуператора приводит к прекраще-
нию работы насоса. Поэтому насосы одностороннего действия
изготавливаются небольшой мощности (3—5 кВт).
740
Насосы двухстороннего действия имеют при одной и той же
установочной мощности электродвигателя подачу в 1,5—1,7 раз
большую, чем насос одностороннего действия, из-за отсутствия
холостого хода и более равномерную нагрузку на электродвига-
тель. Поэтому этот принцип может быть рекомендован при из-
готовлении насосов большой мощности (свыше 5 кВт).
В насосах используются различные конструкции диафрагм.
Плоская — наиболее простая и технологичная форма диаф-
рагмы. При использовании гидравлического привода легко ус-
танавливается точка наибольшего прогиба, что упрощает проек-
тирование устройств компенсации. К недостаткам данной кон-
струкции относится небольшая предельно допустимая величина
прогиба подобных диафрагм, что делает затруднительным при-
менение их в насосах, рассчитанных на большие подачи (свыше
20 м3/сут).
Сильфон — этот тип диафрагм позволяет изменять объем ди-
афрагменной камеры в несколько раз. Кроме того, величина и
направление изменения ее объема могут легко контролировать-
ся, что облегчает создание устройств компенсации смещения ней-
трального положения диафрагмы при гидравлическом приводе.
К недостаткам данной конструкции сле-
дует отнести сравнительно большой мер-
твый объем, а также значительные дефор-
мации материала диафрагмы в местах пе-
регибов гофр. Кроме того, при определен-
ных условиях диафрагмы сильфонного
типа могут терять свою устойчивость и
складываться не по длине, а поперек. Эти
диафрагмы могут быть рекомендованы для
насосов большой производительности
(свыше 20 м3/сут).
Цилиндрическая — эти диафрагмы так-
же позволяют изменить объем диафраг-
менной камеры в несколько раз, причем
Рис. 5.193. Сильфонная диафрагма:
D — наружный диаметр; d — внутренний
диаметр; 5 — толщина оболочки
741
при этом не образуется мест с высокой степенью деформации.
Кроме того, эти диафрагмы более просты по конструкции, чем
сильфонные. Однако, при применении цилиндрических диаф-
рагм трудно определить направление их максимального проги-
ба, что затрудняет проектирование устройств компенсации. В
целом применение подобных диафрагм оправдано при проекти-
ровании насосов на большие подачи и давления.
Рис. 5.194: а — баловная диафрагма; б — рукавовидная диафрагма
Различаются насосы и количеством диафрагм. Количество ди-
афрагм зависит как от типа насоса — одностороннего или двух-
стороннего действия, так и от его конструкции. Например, рабо-
чие диафрагмы, деформация которых изменяет объем рабочих
камер, и вспомогательные, связанные с устройством компенса-
ции. В целях увеличения надежности насоса могут быть установ-
лены двойные диафрагмы, так, чтобы прорыв одной из них не
вывел бы насос из строя. Таким образом, количество диафрагм
диктуется очень большим числом факторов. В нефтяной промыш-
ленности нашли применение одно- и двухдиафрагменные насосы.
742
Диафрагмы, используемые при добыче нефти, изготовлены
из эластичных материалов. Условия эксплуатации предъявляют
целый ряд требований к выбору материала. Во-первых, матери-
ал должен быть стоек к действию нефти и пластовой воды, име-
ющей, как правило, кислую реакцию. Во вторых, материал дол-
жен быть износостоек к абразивному действию механических
примесей (зачастую с высокой твердостью), содержащихся в до-
бываемой жидкости. В третьих, материал должен выдерживать
большое количество циклов нагружения. Как правило, для изго-
товления диафрагм используется маслобензостойкая резина.
Для работы в нефтяной промышленности был предложен
целый ряд конструкций погружных диафрагменных насосов.
Ниже дано описание нескольких наиболее перспективных схем
таких насосов для добычи нефти.
На рис. 5.195 показана схема погружного объемного насоса с
линейным двигателем, гидромеханическим рекуператором энер-
гии холостого хода и разделительной диафрагмой. Данная схема
была разработана в ОКБ БН под двигатель института электроди-
намики АН УССР [35]. Мощность двигателя составила 2,5 кВт,
КПД — 25%, подача насоса — 2 м3/сут, напор — 1200 м.
Над линейным двигателем 1 установлен корпус диафрагмен-
ного насоса 2. Рабочий орган 3 линейного электродвигателя 1
соединен с рабочим цилиндром 4, имеющим закрытый нижний
конец. Рабочий цилиндр 4 одет на неподвижный полый плун-
жер 5, во внутреннюю полость которого вставлена сменная втул-
ка 6. Внутренний канал полого плунжера 5 соединен с нижней
частью диафрагменной камеры 7. Диафрагменная камера 7 раз-
делена плоской диафрагмой <?на две части. Верхняя часть диаф-
рагменной камеры 7 имеет канал 9, в который выходят всасыва-
ющий 10 и нагнетательный 11 клапаны. Входное отверстие вса-
сывающего клапана 10 закрыто фильтрующей сеткой 12. Для
использования энергии холостого хода и снижения усилия раз-
виваемого линейным двигателем при рабочем ходе, в конструк-
ции насоса предусмотрен рекуператор, состоящий из вспомога-
тельного цилиндра 13, поршнем которого является рабочий ци-
линдр 4, нескольких плунжеров 14, нижний торец которых со-
единен гидроканалом 15 со вспомогательным цилиндром 13, и
пружины сжатия 16. Для компенсации утечек рабочей жидкости
из системы рекуперации, ее полость при помощи канала 17, пе-
743
рекрытого клапаном 18, соединена с внутренней полостью элек-
тродвигателя 7. Для поддержания нейтрального положения ди-
афрагмы 8 в насосе 2 предусмот-
рен специальный механизм ком-
пенсации, состоящий из золотни-
ка 19, связанного штоком с цен-
тральной частью диафрагмы 8.
Плунжер золотника 19 перекры-
вает в нейтральном положении
верхний 20 и нижний 27 кана-
лы, соединяющие полость под
диафрагмой 8 с полостью элект-
родвигателя 7. В каналах 20 и 27
установлены обратные клапаны
22 и 23.
Насос работает следующим
образом. При включении элект-
родвигателя 7, его рабочий орган
3 начинает вместе с рабочим ци-
линдром 4 перемещаться вниз.
При этом начинает увеличивать-
ся свободный объем в рабочем
цилиндре 4 и рабочая жидкость
начинает перетекать в него по
каналу в полом плунжере 5 из
диафрагменной камеры 7. Диаф-
рагма допускается, всасывающий
клапан 10 открывается и пласто-
вая жидкость, пройдя через сетку
фильтра 12, попадает в наддиаф-
рагменную зону диафрагменной
камеры 7. Одновременно рабочая
Рис. 5.195. Схема бесштангового
объемного насоса с линейным двигателем,
гидромеханическим рекуператором энергии
холостого хода и плоской разделительной
диафрагмой с гидравлическим приводом
744
жидкость, вытесняемая рабочим цилиндром 4 из вспомогатель-
ного цилиндра 13, поступает под плунжеры 14. Плунжеры 14,
выдвигаясь из своих пазов, сжимают пружину 16. Осуществля-
ется цикл всасывания.
При достижении рабочим органом 3 электродвигателя 1 сво-
ей нижней точки, происходит реверсирование движения рабо-
чего органа 3. Рабочий орган 3 электродвигателя 1 начинает дви-
жение вверх. В дополнение к усилию, развиваемому линейным
двигателем, высвобождается энергия сжатой пружины 16, кото-
рая начинает перемещать плунжеры 14 вниз. Рабочая жидкость,
вытесняемая из-под плунжеров 14, давит на нижнюю кромку
рабочего цилиндра 4. Таким образом, усилие, развиваемое пру-
жиной 16, складывается с усилием, развиваемым электродвига-
телем 1. При перемещении рабочего цилиндра вверх, его внут-
ренний объем уменьшается и рабочая жидкость по каналу в плун-
жере 5 поступает в диафрагменную камеру 7, вызывая переме-
щение диафрагмы 8 вверх. Объем наддиафрагменной зоны ди-
афрагменной камеры 7 уменьшается, открывается нагнетатель-
ный клапан 77 и пластовая жидкость попадает в колонну насос-
но-компрессорных труб. Осуществляется цикл нагнетания. При
этом, если к концу хода из-за утечек рабочей жидкости из сис-
темы рекуперации, плунжеры 14 уже дошли до нижнего поло-
жения, а рабочий цилиндр 4 продолжает движение вверх, то под
ним во вспомогательном цилиндре 13 возникает разряжение,
клапан 18 открывается и рабочая жидкость из полости электро-
двигателя 7 поступает в систему рекуперации.
Контроль крайних положений диафрагмы 8 осуществляется
следующим образом. В случае, если диафрагма 8 в конце цикла
всасывания имеет прогиб больше максимально допустимого,
плунжер золотника 19, перемещаясь вниз, открывает верхний
канал 20. Клапан 22 открывается и под диафрагму 8 поступает
рабочая жидкость из полости электронасоса 7. В случае, если в
конце цикла нагнетания диафрагма 8 получает прогиб больше
максимально допустимого, то плунжер золотника 19, перемеща-
ясь вверх, открывает нижний канал 21. Клапан 23 открывается и
избыток жидкости сбрасывается в полость электродвигателя 7.
Диафрагма отделяет внутренние полости погружного агрега-
та от перекачиваемой среды и препятствует попаданию свобод-
ного газа в цилиндр насоса, значительно снижая влияние вред-
745
ного объема в насосе. Изменение подачи насоса осуществляется
путем замены сменной втулки 6 на другую с большей площадью
поперечного сечения (для увеличения подачи) или с меньшей
площадью поперечного сечения (для уменьшения подачи). В свя-
зи с тем, что Институт электродинамики АН УССР не смог до-
вести надежность своего электродвигателя до требуемой вели-
чины, работы по созданию подобного насоса были приостанов-
лены. В связи с вышеизложенным в настоящее время в нефтя-
ной промышленности применяются бесштанговые объемные на-
сосы только с роторным электродвигателем.
За рубежом основным разработчиком погружных диафраг-
менных насосов была германская фирма Pleuger Underwasserpussy
Gmb. Ей принадлежит свыше десяти патентов на скважинные
диафрагменные насосы различных типов. Наиболее удачная кон-
струкция приведена на рис. 5.196
[36]. Корпус насоса 7 соединен с
электродвигателем 2, вал которого
вращает конический редуктор 3.
Конический редуктор 3 преобра-
зует вращение вала электродвига-
теля 2 во вращение горизонталь-
ного низкоскоростного кулачко-
вого вала 4. Кулачок набегает на
толкатель 5, служащий одновре-
менно плунжером диафрагменно-
го насоса. Возврат толкателя 5 осу-
ществляется при помощи пружи-
ны 6. Контроль положения диа-
фрагмы осуществляется при по-
мощи золотникового устройства 7,
плунжер которого жестко связан
с расположенной в рабочей каме-
ре 8 диафрагмой 9. При переме-
Рис. 5.196. Схема объемного
бесштангового насоса с роторным
двигателем, механической трансмиссией
и плоской разделительной диафрагмой
с гидравлическим приводом
746
щении диафрагмы 9 выше предельного положения открывается
канал 10 и избыток масла сбрасывается в сливную линию. При
перемещении диафрагмы 9 ниже предельного положения, она
ложится на нижнюю стенку рабочей камеры 8, под ней образу-
ется разряжение и по каналу 11 рабочая жидкость из сливной
линии поступает под диафрагму.
Приведенный патент послужил основой для промышленного
выпуска фирмой Pleuger насоса с подачей 10 м3/сутки, давлени-
ем 10 МПа и КПД 39,9% [37].
Недостатком данного насоса является необходимость спуска
в скважину дополнительной колонны труб для компенсации уте-
чек рабочей жидкости. Кроме того, использование в качестве
рабочей только одной поверхности поршня затрудняет созда-
ние насосов такого типа для добычи нефти из среднедебитных
скважин.
В ОКБ БН была разработана аналогичная конструкция, но
не требующая применение дополнительной колонны труб для
компенсации утечек [38]. Именно эта конструкция в последую-
щем была принята за основу при создании установок электро-
приводных диафрагменных насосов (УЭДН). В процессе испы-
таний и подконтрольной эксплуатации были получены следую-
щие характеристики насоса.
В настоящее время по ТУ 26-06-1464-86 серийно выпускают-
ся установки типа УЭДН5, предназначение для добычи нефти
из малодебитных скважин с внутренним диаметром обсадной
колонны не менее 121,7 мм [38].
Рис. 5.197. Характеристика диафрагменного насоса ОКБ БН
747
Установка типа УЭДН5
(рис. 5.198) включает в себя
погружной диафрагменный
электронасос типа ЭДН5 7,
комплектное устройство 8
для управления электронасо-
сом и его защиты, кабельную
линию с муфтой штекерно-
го типа 4, пояса 5 для креп-
ления кабельной линии к
трубам 3, на которых элект-
ронасос опускается в сква-
жину, и клапан 2 для слива
жидкости из труб перед
подъемом электронасоса на
поверхность. Наземный тру-
бопровод у устья скважины
снабжен электроконтактным
манометром б и обратным
клапаном 7.
Электронасос скважин-
ный диафрагменный (рис.
5.199) выполнен в виде вер-
тикального моноблока, со-
стоящего из асинхронного
четырехполюсного электро-
двигателя 2, конического ре-
дуктора 3 и плунжерного
насоса 5 с эксцентриковым
приводом 4 и пружины 6.
Все указанные узлы разме-
щены в общей камере, за-
полненной маслом, и герме-
тично изолированы от пере-
качиваемой среды. В нижней
части насоса установлен ре-
Рис. 5.198. Установка типа УЭДН5
748
зиновый компенсатор (для компенсации
температурного изменения объема мас-
ла), а в верхней части установлена ре-
зиновая плоская диафрагма 7, которая
является рабочим органом насоса. Ком-
пенсатор и диафрагма, кроме основной
функции насоса, обеспечивают герме-
тичность приводной части насоса, т.е.
изолируют ее от прокачиваемой жид-
кости. Над диафрагмой установлены
всасывающий <?и нагнетательный 9 кла-
паны, монтажный патрубок и защит-
ная сетка.
В верхней части головки электро-
насоса расположены три токоввода 10
для соединения с муфтой кабельной
линии. Внутри монтажного патрубка
непосредственно над нагнетательным
клапаном установлен шламовый пат-
рубок с муфтой. Монтажный патрубок
снабжен муфтой для соединения с на-
сосно-компрессорной трубой диамет-
ром 60 мм.
Для крепления защитной сетки и
плоского кабеля предусмотрены зажи-
мы и накладки.
Для защиты нагнетательного клапа-
на от твердых частиц в конструкции
насоса предусмотрены шламовые тру-
бы, которые соединяются между собой
с помощью конической резьбы. Затем
их соединяют со шламовым патрубком
электронасоса. Верхняя труба сверху зак-
Рис. 5.199. Электронасос
скважинный диафрагменный
рыта конусом, имеющим радиальные от-
верстия.
Откачиваемая электронасосом жид-
кость через нагнетательный клапан по-
дается в шламовые трубы и через ра-
диальные отверстия конуса выбрасывается в НКТ.
749
Для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме электро-
насоса из скважины используют сливной клапан.
Обозначение установки УЭДН5-12,5-800 ВП 00-1,6 ТУ-26-
06-1464-86 расшифровывается следующим образом: У — уста-
новка; ЭДН5-12.5-800 — типоразмер электронасоса; Э — при-
вод от погружного электродвигателя; Д — диафрагменный;
Н — насос; 5 — номер группы электронасоса для использова-
ния в скважинах с внутренним диаметром колонны обсадных
труб не менее 121,7 мм; 12,5 — подача, м3/сут; 800 — напор,
развиваемый электронасосом, м; ВП 00 — вариант поставки;
1,6 — верхний предел измерения манометра электроконтакт-
ного, МПа.
При заказе указывается обозначение варианта поставки со-
гласно табл. 5.87 и верхний предел измерения электроконтакт-
ного манометра в МПа из ряда 1; 1,6; 2,5. При отсутствии ука-
зания о варианте поставки и верхнем пределе измерения элек-
троконтактного манометра установку поставляют в варианте
ВП 00-1,6.
Установки типа УЭДН5 поставляют в виде составных частей
в одном из вариантов поставки (ВП) согласно табл. 5.87.
С установками любых типоразмеров за отдельную плату по-
ставляют групповые комплекты: запасных частей для проведе-
ния среднего и капитального ремонтов (один комплект на пять
установок); сменных плунжерных пар, обеспечивающих получе-
ние параметров согласно табл. 5.87 (один комплект на пятнад-
цать установок): монтажных частей (один комплект на десять
установок) и инструмента и принадлежностей (один комплект
на пятьдесят установок).
Основные показатели установок типа УЭДН5 в номинальном
режиме при перекачивании электронасосом воды плотностью
1000 кг/м3 температурой 45 °C при напряжении 350 В и частоте
тока 50 Гц приведены в табл. 5.88.
Установки типа УЭДН5 соответствуют восстанавливаемым
изделиям группы II, вида 1. Климатическое исполнение назем-
ного электрооборудования У1, электронасоса В5.
Установки работают от сети переменного тока напряжением
380 В при частоте тока 50 Гц.
Установки типа УЭДН5 предназначены для перекачивания
пластовой среды, состоящей из смеси нефти, воды и газа. Со-
750
Таблица 5.87
Число составных частей
при варианте поставки
	Число составных частей при варианте поставки			
	ВП 00	ВП 01	ВП 02	ВП 03
Кабель в сборе: кабель круглый и плоский с кабельной муфтой, уложенные на металлический барабан	1	1		1
Сливной клапан	1	1		1
Шламовые трубы (верхняя и нижняя) Трубка манометра	1 1	1 1	—	1 1
Погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН5	1	1	1	1
Комплект поясов для крепления кабеля	1	1		1
Электроконтактный манометр Комплектное устройство	1 1	1	—	1
Система электрооборудования				1
Комплект запасных частей	1	1	1	1
держание пластовой воды в перекачиваемой среде не ограничи-
вается. Максимальное массовое содержание твердых частиц 0,2%;
максимальное объемное содержание нефтяного газа на приеме
насоса 10%; водородный показатель пластовой воды pH 6,0—
8,5; максимальная концентрация сероводорода 0,01 г/л.
Рабочий диапазон изменения температуры от 5 до 90 °C.
751
Таблица 5.88
Основные показатели УЭДН5
Установка	Подача, м/сут, не менее	Давле- ние, МПа	Мощ- ность, кВт, не более	кпд, %, не менее	Подпор, м	Ток средний, А
УЭДН5-4-17	4	17	2,2	35	10	9
УЭДН5-6,3-13	6,3	13	2,45	38	10	9
УЭДН5-8-11	8	11	2,6	38	10	9,2
УЭДН5-10-10	10	10	2,8	40	10	9,5
УЭДН5-12.5-8	12,5	8	2,85	40	15	9,6
УЭДН5-16-6.5	16	6,5	2,85	40	20	9,6
Погружной диафрагменный электронасос опускается в сква-
жину на насосно-компрессорных трубах ГОСТ 633-80 условным
диаметром 42, 48 или 60 мм. Для увеличения объема кольцевой
шламовой камеры у шламовых труб первая труба над электрона-
сосом должна иметь диаметр 60 мм. Между первой и второй
трубами устанавливается сливной клапан. Кабельная линия, по
которой подводится электроэнергия к электронасосу, крепится
к трубам поясами по мере спуска, на поверхности скважины она
соединяется с комплектным устройством или с разъединитель-
ной коробкой системы электрооборудования, предохраняющей
комплектное устройство от попадания в него нефтяного газа по
кабелю. На поверхности скважины располагается устьевое обо-
рудование, конструкция которого выбирается потребителем ус-
тановки в зависимости от условий эксплуатации. Устьевое обо-
рудование соединяется специальным отводом с наземным тру-
бопроводом. Электроконтактный манометр соединяется трубкой
манометра с отводом, а сигнальным проводом — с комплект-
ным устройством. Для предупреждения обратного движения от-
качиваемой жидкости из наземного трубопровода в НКТ отвод
снабжается обратным клапаном.
Насосно-компрессорные трубы, устьевое оборудование, отвод-
ной трубопровод и обратный клапан не входят в комплект постав-
ки установки типа УЭДН5, их выбирает и приобретает потреби-
тель установок в зависимости от условий эксплуатации скважины.
752
Габаритные размеры установок типа УЭДН5: диаметр — 117 мм,
длина — 2700 мм. Масса установок от 2715 (УЭДН5-4-1700) до
1377 кг (УЭДН5-16-650).
Установки и электронасосы различных типоразмеров полно-
стью унифицированы и отличаются сечением и длиной кругло-
го кабеля кабельной линии, а также рабочим диаметром смен-
ной плунжерной пары, входящей в состав плунжерного насоса.
Погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН5 выпол-
нен в виде вертикального моноблока, включающего четырехпо-
люсный асинхронный электродвигатель, конический редуктор и
плунжерный насос с эксцентриковым приводом и возвратной
пружиной. Эти узлы расположены в общей камере, заполнен-
ной маслом и герметично изолированной от перекачиваемой
среды резиновыми диафрагмой (в верхней части) и компенсато-
ром (в нижней части).
В контакт с перекачиваемой жидкостью вступают только вса-
сывающий и нагнетательный клапаны, расположенные в голов-
ке над диафрагмой. Головка соединяется резьбой с корпусом.
Насосная часть присоединяется к электродвигателю при помо-
щи цилиндрического стакана, который монтируется после за-
вершения сборки электронасоса. В головке установлены три то-
коввода, соединяемые дополнительным штекерным разъемом с
выводными концами обмотки статора электродвигателя. Сетка
предохраняет газосепаратор и всасывающий клапан от попада-
ния крупных частиц. Патрубок и муфта служат для монтажа
электронасоса на устье скважины и соединения его с НКТ. Трубка
защищает нагнетательный клапан от осаждения песка.
Электронасос заполняется маслом и испытывается в заводс-
ких условиях. На устье скважины он поступает полностью под-
готовленным к спуску. При монтаже электронасоса на устье сква-
жины с токовводов снимаются транспортировочные крышки и
подсоединяется муфта кабеля.
Для привода погружных диафрагменных электронасосов типа
ЭДН5 всех типоразмеров служит погружной асинхронный четы-
рехполюсный электродвигатель типа ПЭДД 2,5-117/4В5. Элект-
родвигатель выполнен в виде самостоятельного блока, что со-
здает ряд преимуществ при его изготовлении, заводских испы-
таниях, поставках потребителям и ремонте, а также при сборке с
насосом.
753
48 Ивановский
Электродвигатели типа ПЭДД 2,5-117/4В5 выпускаются по
техническим условиям ТУ 16-652.016-85.
Технические характеристики приведены ниже.
Мощность, кВт...............................2,5
Линейное напряжение, В......................350
Ток, А......................................7,9
Частота сети переменного тока, Гц...........50
Частота вращения вала (синхронная), мин'1 .. 1500
Скольжение, %...............................7
Коэффициент полезного действия, %...........75
Коэффициент мощности........................0,7
Температура окружающей среды, °C............<90
Наружный диаметр, мм........................ 117
Длина (транспортировочная), мм.............. 1370
Масса, кг...................................80
Для управления погружными диафрагменными электронасо-
сами типа ЭДН5 и их защиты от повреждений при аномальных
условиях эксплуатации служит устройство комплектное типа
Ш5103-3277У1.
Устройство выпускается по техническим условиям ТУ 16-
656.109-86 и предназначено для погружных электродвигателей
мощностью 2,5 и 5,5 кВт. Устройство выпускается в климати-
ческом исполнении У (умеренный климат) для категории разме-
щения 1 (открытая установка, под навесом), при этом темпера-
тура окружающего воздуха должна быть не ниже 40 °C. Это уст-
ройство является составной частью установок погружных диаф-
рагменных электронасосов типа УЭДН5 и установок погружных
винтовых электронасосов типа УЭВНТ5.
Оно обеспечивает следующие функции управления:
•	включение и отключение в ручном или автоматическом ре-
жиме работы;
•	автоматическое включение с регулируемой выдержкой вре-
мени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания после
отключения;
•	автоматическое повторное включение после отключения за-
щитой от нагрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до
1200 мин;
754	I
•	возможность выбора режима работы с автоматическим по-
вторным включением после срабатывания защиты от недогруз-
ки или без автоматического повторного выключения;
•	блокировку запоминания срабатывания защиты от пере-
грузки при отклонении напряжения в питающей сети выше 10%
или ниже 15% от номинального значения с автоматическим са-
мозапуском при восстановлении напряжения питания;
•	разновременность включения нескольких установок, под-
ключенных к одному фидеру питания напряжением, которая
обеспечивается различными установками времени автоматичес-
кого включения в указанных выше пределах;
•	автоматическое включение или отключение в зависимости
от значения давления в наземном трубопроводе по сигналу элек-
троконтактного манометра;
•	возможность управления с диспетчерского пункта.
Устройство обеспечивает следующие функции защиты;
—	от коротких замыканий в силовой цепи напряжением 380 В;
—	от перегрузки по току любой из фаз с выбором максималь-
ного тока фазы;
—	от недогрузки по току при срыве подачи электронасоса;
—	от снижения напряжения питания;
—	от включения после срабатывания защиты от перегрузки.
Устройство обеспечивает также:
—	непрерывный контроль замыкания на землю силовой цепи;
—	контроль тока в одной из фаз;
—	сигнализацию состояния с расшифровкой причины отклю-
чения;
—	наружную мигающую световую сигнализацию об аварий-
ном отключении;
—	возможность настройки приборов защиты на месте эксп-
луатации (выбор рабочей зоны).
Устройство выполнено в металлическом шкафу односторон-
него обслуживания с передней и дополнительной дверьми для
предохранения лицевых частей приборов и аппаратов от воздей-
ствия внешней среды. Высота устройства (с подставкой и верх-
ней лампой) 1600 мм, ширина 675 мм, глубина 560 мм, масса
125±10 кг.
В случае заказа установок типа УЭДН5 по варианту поставки
ВП 03 они комплектуются системой электрооборудования, ко-
755
торая включает комплектное устройство типа Ш5103-3277У1,
дооборудованное специальным блокиратором, и разъединитель-
ную коробку, также оборудованную блокиратором. Указанная
система обеспечивает защиту комплектного устройства от попа-
дания в него нефтяного газа, который может поступать из сква-
жины по кабельной линии (между жилой и изоляцией), и по-
зволяет устанавливать устройство на различном удалении от ус-
тья скважины.
Блокираторы комплектного устройства и разъединительной
коробки обеспечивают защиту технического персонала от на-
пряжения сети.
Фирма «ИЖОЛ» производит на механическом заводе «Ку-
пол» (г. Ижевск) модификацию диафрагменных насосных ус-
тановок УЭДН 5 с двигателями мощностью 3 и 5, 5 кВт, по
ТУ 3665-007-00220440-93 обозначения которых представлены в
таблице ниже [39].
УЭДН 5-4-2000 ПЭДДЗ Д117 мм УЭДН 5-4-2100 ПЭДЦ5,5 Д117 мм
УЭДН 5-6,3-1500 L=2700, М =125 кг УЭДН 5-6,3-1600 L= 2700, М =125 кг
УЭДН 5-8-1300	УЭДН 5-8-1400
УЭДН 5-10-1200	УЭДН 5-10-1300
УЭДН 5-12,5-900	УЭДН 5-12,5-1000
УЭДН 5-16-750	УЭДН 5-16-850
УЭДН 5-20-600	УЭДН 5-20-800
Кроме изменения характеристик, имеются следующие допол-
нения. На установке используется стандартный токоввод, а так-
же установлен обратный клапан для прокачки жидкости при
проведении подземного ремонта.
Подача диафрагменного электронасоса определяется по сле-
дующей формуле:
Q = 0,136 a (1-s) e.fi1 р 1с?2;	(5.68)
где а — коэффициент подачи; s — скольжение электродвига-
теля; е — ход плунжера, обеспечиваемый эксцентриком, мм;/—
частота тока; / — передаточное число конического редуктора,
р — число пар полюсов электродвигателя; d — диаметр плунжера.
V
756
Мощность, потребляемая электронасосным агрегатом,
N Ю2т]нПРПэ ’	(5'69^
где Н — развиваемый напор; у — плотность перекачиваемой
среды; т|н т| т|э — КПД соответственно плунжерного насоса, ре-
дуктора и электродвигателя.
Но, к сожалению, конструкции представленного типа насоса
(ЭДН5) была не лишена ряда недостатков, в частности — схема
одностороннего действия без рекуператора мощности с боль-
шим числом ходов диафрагмы. К тому же добычные возможно-
сти представленных насосов ограничены мощностью механи-
ческого редуктора, в связи с чем при увеличении дебита насоса
необходимо соответственно уменьшать развиваемый насосом
напор. Поэтому были продолжены работы по созданию новых
конструкций.
Конструкции бесштанговых объемных насосов, разработан-
ные в ОКБ БН совместно с ГАНГ им. И. М. Губкина, лишены
указанных недостатков [40]. Предложенные насосы являются на-
сосами двойного действия с приводом от погружного электро-
двигателя, гидравлической трансмиссией и с блоком раздели-
тельных диафрагм. Схемы этих насосов представлены на рис.
5.200, б. Устройство гидравлической трансмиссии с преобразо-
вателем вращательного движения вала электродвигателя в воз-
вратно-поступательное движение рабочего органа одинаково на
всех схемах, представленных на рис. 5.200, б. В них вал погруж-
ного электродвигателя 1, соединенного с корпусом объемного
бесштангового насоса вращает вал силового насоса 2. Рабочая
жидкость под давлением по каналу 3 проходит через силовой
гидроуправляемый золотниковый распределитель 4 и попадает в
камеру рабочего органа 5, вызывая его перемещение. Одновре-
менно в движение приходит и жестко связанный с рабочим ор-
ганом 5 золотник пилотного распределителя 6. При достижении
золотником пилотного распределителя 6 крайнего положения,
проиходит переключение каналов подвода рабочей жидкости к
гидроуправляемому силовому золотниковому распределителю 4
и его золотник перемещается в другое крайнее положение. Про-
исходит реверсирование движения потока жидкости в камере
757
Рис. 5.200. Схемы объемных бесштанговых насосов двойного действия
с роторным двигателем, гидравлической трансмиссией
и двумя разделительными диафрагмами
рабочего органа 5 и изменение направления его движения. Для
защиты силового насоса 2 от перегрузки в гидравлической ли-
нии установлен предохранительный клапан 7.
Наиболее простой является схема, изображенная на рис. 5.200, а
[41]. В ней золотник пилотного распределителя 6непосредственно
связан с одной из диафрагм 5. Эта схема имеет минимальное
число пар трения и, соответственно, щелей, по которым проис-
ходят утечки рабочей жидкости. Однако, для того, чтобы пре-
одолеть силы трения в пилотном золотнике, а также для преодо-
ления давления рабочей жидкости на нижней торец золотника
пилотного распределителя 6, диафрагма 5 армирована пружи-
758
ной 8. Усилие, развиваемое пружиной 8 в конце хода вниз, дол-
жно быть больше суммарного усилия от сил трения и сил давле-
ния на нижний торец золотника пилотного распределителя 6.
Свободная диафрагма 9 также армирована пружиной 10, что улуч-
шает условия всасывания силового насоса 2 и уменьшает необ-
ходимую высоту подпора для всего диафрагменного насоса. Ди-
афрагменный насос имеет также два всасывающих клапана 77 и
12 и два нагнетательных клапана 13 и 14.
Из-за наличия пружин 8 и 10 на диафрагмы 5 и 9 в процессе
работы действует перепад давления. При глубинах спуска сква-
жинного насоса свыше 1000 м, этот перепад может достигать
значительной величины и в диафрагмах 5 и 9 возникнут высо-
кие дополнительные напряжения, что приведет к значительно-
му сокращению их срока службы.
Схема, представленная на рис. 5.200, б [42] лишена указанно-
го недостатка, для чего в схему введен в качестве рабочего орга-
на поршень 5, вставленный в рабочую камеру 8. Движение пор-
шня 5 вверх осуществляется под действием давления, развивае-
мого силовым насосом 2, а движение поршня 5 вниз — под дей-
ствием возвратной пружины. Диафрагма 77 соединена с надпор-
шневой зоной рабочей камеры 8, а диафрагма 10 попеременно
через силовой золотниковый распределитель 4 то с зоной всасы-
вания, то с зоной нагнетания силового насоса 2. Во время рабо-
ты насоса этой конструкции перепада давления на диафрагмах
10 и 77 не создается. Диафрагменный насос также имеет два
всасывающих клапана 12, 13 и два нагнетательных 14 и 75. К
недостаткам данной схемы можно отнести отсутствие жесткой
связи между деформацией диафрагмы 10 и положением поршня
4. В случае задержки поршня 4 в одном из промежуточных по-
ложений, наступает рассогласование в работе гидропривода, при-
водящее к тому, что силовой насос 2, прорвав диафрагму, начи-
нает выкачивать рабочую жидкость из диафрагменного насоса
через нагнетательный клапан 14 в колонну насосно-компрес-
сорных труб.
Конструкция объемного бесштангового насоса, показанного
на рис. 5.200, в [35], лишена недостатков, присущих конструк-
циям, показанным на рис. 5 200, а, 5.200, б. В этой схеме рабо-
чий орган /выполнен по принципу прямодействующего насоса.
Такая конструкция позволила жестко связать объем рабочей жид-
759
кости, подающейся в диафрагменные камеры 8 и 9, с положени-
ем золотника пилотного распределителя 6. И, в случае замедле-
ния движения поршня прямодействующего насоса (например,
при заедании), избыток рабочей жидкости через предохрани-
тельный клапан 7 возвращается обратно на прием силового на-
соса 2. Этот насос также имеет два всасывающих 10 и 77 и два
нагнетательных клапана 72 и 75. Кроме того, данная конструк-
ция позволяет сделать блок диафрагм 8 и 9 — сменным и уста-
навливать его только в тех случаях, когда добываемая нефть со-
держит агрессивные компоненты или механические примеси.
Конструктивная схема бесштангового объемного насоса
двухстороннего действия с блоком разделительных диафрагм или
без него является наиболее перспективной и рекомендуется для
дальнейшей проработки и внедрения на промыслах Западной Си-
бири.
Как видно из представленного анализа конструкций, на се-
годняшний день не удалось в полной мере реализовать возмож-
ности диафрагменных насосов. Наиболее перспективными яв-
ляются насосы с роторным приводом и гидравлической транс-
миссией двойного хода. Решение проблемы компенсации уте-
чек и контроля положения диафрагмы является основным для
всех видов гидроприводных насосов и пока, к сожалению, она
не решена в должной мере.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Нефтегазовая вертикаль. — 2002. — № 2.
2.	Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации скважинных на-
сосных установок для добычи нефти в осложненных условиях из мало- и среднеде-
битных скважин. Дис. ... д-ра техн. наук. — М.: РТУ нефти и газа им. И. М. Губ-
кина, 1999.
3.	Научно-техническая политика развития нефтедобычи и механизм ее реа-
лизации/М.М. Виницкий, Б.М. Валов, В.И. Грайфер, А.А. Джавадян. — М.:
ВНИИОЭНГ, 1992.
4.	Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях За-
падной Сибири: Обзор, информ. / В.А. Шумилов, Н.А. Сельцова, Г. И. Махиня,
Л.В. Осинцева. — М.: ВНИИОЭНГ, 1989 (Сер. Нефтепромысловое дело; Вып. 5).
5.	Трубы нефтяного сортамента: Справ. / Под общей ред. А.Е. Сарояна. — М.:
Недра, 1987. - 488 с.
6.	Трубы нефтяного сортамента: Междунар. транс.-справ. / Под научн. ред.
Р.И. Вяхирева, В.Я. Кершенбаума. Международная инженерная академия. — М.:
Наука и техника, 1997 — 352 с.
7.	Вайншток С.М., Молчанов А.Г., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и
бурение скважин с применением гибких труб. — М.: Недра, 1999. — 224 с.
8.	Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы: Учеб, пособие для
вузов. — М.: Недра, 1983. — 312 с.
9.	Пакеры: Обзор, информ. — М.: ВНИИОЭНГ, 1989 (Сер. Машины и нефтя-
ное оборудование).
10.	Чичеров Л.Г. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового обору-
дования: Учеб, пособие для вузов. — М.: Недра, 1987. — 422 с.
11.	Дарищев В.И., Ивановский В.Н., Слышенков В.А. Конструкции пакеров для
добычи нефти. — М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 1997. — 58 с.
12.	Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учеб, для вузов. — М:.
Недра, 1983. — 510 с.
\3.	Валовский В.М. Создание, исследование и совершенствование техники и
технологии эксплуатации малодебитных нефтяных и битумных скважин в ос-
ложненных условиях. Дис.... д-ра техн. наук. — М.: ВНИИнефть им. А.П. Крыло-
ва, 1996.
14.	Беззубов А.В., Бухаленко Е.И. Компрессоры для добычи нефти: Справ, для
рабочего. — М.: Недра, 1987. — 208 с.
15.	Каталог нефтяного оборудования, средств автоматизации, приборов и спецма-
териалов: Т. 2/ Под ред. С.Г. Скрыпника. — М.: ВНИИОЭНГ, 1994. — 216 с.
16.	Композит-каталог нефтегазового оборудования и услуг: Российский том —
М.: Топливо и энергетика, 2000. — 712 с.
761
17.	Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Цыкин И.В. Увеличение продуктивности
малодебитных скважин. — М.: Химия и бизнес, 1999. — 137 с.
П.Гульянц Г.М., Лачков А.Г. Устьевое оборудование скважин с высоким дав-
лением, содержащих сероводород : Обзор, информ. — М.: ВНИИОЭНГ, 1986 (Сер.
Машины и нефтяное оборудование).
19.	Газовое оборудование, приборы и арматура: Справ, пособие / Под ред.
Н.И. Рябцева — М.: Недра, 1995. — 527 с.
20.	Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин /
Ю.В. Зайцев, Р.А. Максутов, О.В. Чубанов и др. — М.: Недра, 1984. — 360 с.
21.	Ивановский В.Н., Пекин С.С., Сабиров А.А. Установки погружных центро-
бежных насосов для добычи нефти. — М.: Нефть и газ, 2002. — 256 с.
22.	Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти: Между-
нар. кат.-справ. / Под ред. акад. РАЕН В.Ю. Алекперова и акад. РИА В.Я. Кершен-
баума. — М.: Нефть и газ, 1998. — 611 с.
23.	Каталог ОАО «Новомет». — Пермь: ОАО «Новомет», 2001.
24.	Каталог ОАО «АЛНАС». — Альметьевск: ОАО «АЛНАС», 2001.
25.	Каталог ОАО «ЛЕМАЗ». — М.: Международный выставочный центр, 2001.
26.	Каталог ОАО «Борец». — М.: ОАО «Борец», 2001.
27.	Производство и эксплуатация УЭЦН: Материалы VIII Всерос. техн. конф. —
Альметьевск, 1998.
28.	Каталог фирмы REDA. — М.: Международный выставочный центр, 2001.
29.	Каталог Нефтяной электронной компании. — Пермь, 2001.
30.	Каталог ЗАО «КБ Нефтемаш». — М., 2000.
31.	Комплекс работ по исследованию и снижению самопроизвольных расчле-
нений (PC-отказов) скважинных насосных установок/ В.И. Дарищев, Н.Ф. Ива-
новский, В.Н. Ивановский и др. — М.: ВНИИОЭНГ, 2000. — 84 с.
31.	Ратов А.М., Хейфец Я. С. Одновинтовые скважинные насосы в Советском
Союзе и за рубежом. — М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1979. — 56 с.
ЗЗ.	Балденко Д.Ф., Зорин В.Н. Исследование влияния зазора и натяга в рабо-
чих органах одновинтового насоса на его характеристику. — М.: ВНИИОЭНГ,
РНТЖ//Машины и нефтяное оборудование. — 1968. — №8.
34.	Установки винтовых и диафрагменных насосов для добычи нефти: Каталог. —
М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1988.
35.	Ивановский В.И., Кривенков С.В. Анализ существующих схем и конструкций
объемных бесштанговых насосов// Совершенствование техники и технологии
добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть». — М.: Нефть и газ, 1993. — 304 с.
36.	Патент ФРГ № 1095123, НКИ 59а.
37.	Каталог PleugerErioltauchpumpe фирмы PlengerUnderwasseipumpe GmbH-BRD, 1976.
ЗЪ.Говберг А. С. О применении погружных диафрагменных насосов для
эксплуатации малодебитных нефтяных скважин. — М.: ВНИИОЭНГ, 1987
(Сер. Машины и нефтяное оборудование. Вып. 13 (83).
39.	Каталог Ижевского электромеханического завода. — Ижевск, 2001.
40.	А.С. СССР № 1397623, Мкл, F04/B43/6 БИ № 19, 1988.
41.	А.С. СССР № 1543768, Мкл. F04/B43/6 БИ № 21, 1991.
42.	А.С. СССР № 1435531, Мкл. F04/B43/6 БИ № 19, 1988.
762
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ......................................3
КЛАССИФИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ,
ПРИМЕНЯЕМОГО ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.......................8
РАЗДЕЛ 1.
ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАБОТАХ
1.1.	ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ,
ЗАКОНЧЕННОЙ БУРЕНИЕМ ........................11
1.2.	НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБЫ..................14
1.2.1.	БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ ....................14
1.2.2.	ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ
И МУФТЫ К НИМ.............................22
1.2.3.	ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ......................24
1.2.4.	НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ.........33
1.2.5.	РАСЧЕТ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ...43
1.2.6.	ТРУБЫ ДЛЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ
КОММУНИКАЦИЙ..............................48
1.3.	СКВАЖИННЫЕ УПЛОТНИТЕЛИ - ПАКЕРЫ.........49
1.3.1.	КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ ПАКЕРОВ...49
1.3.2.	МЕТОДИКА КОНСТРУИРОВАНИЯ И РАСЧЕТА
СКВАЖИННЫХ УПЛОТНИТЕЛЕЙ...................65
РАЗДЕЛ 2.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ
И ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
2.1.	МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН.....................71
763
2.2.	ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОН-
НЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН.................83
2.2.1.	ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
СВАБИРОВАНИЕМ И ТАРТАНИЕМ...................83
2.2.2.	ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
КОМПРЕССОРНЫМ СПОСОБОМ......................97
2.2.3.	ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
СПОСОБОМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ.................105
2.2.4.	ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОЧИСТКИ
ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН....................116
РАЗДЕЛ 3.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДЪЕМА
ИЗ СКВАЖИН ПРОДУКЦИИ ПЛАСТА
3.1.	ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН.........129
3.1.1.	ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ
ФОНТАННЫХ СКВАЖИН ........................129
3.1.2.	ОТЕЧЕСТВЕННОЕ НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
УСТЬЯ ФОНТАНИРУЮЩИХ СКВАЖИН.............. 136
3.1.3.	ФОНТАННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ЗАРУБЕЖНОГО ПРОИЗВОДСТВА................. 139
3.1.4.	ОСНОВНЫЕ ТИПЫ И КОНСТРУКЦИИ
ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ........................140
3.1.5.	ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАПОРНЫХ
УСТРОЙСТВ АРМАТУРЫ....................... 152
3.1.6.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСИЛИЙ, ДЕЙСТВУЮЩИХ
НА ФЛАНЦЕВОЕ СОЕДИНЕНИЕ АРМАТУРЫ............156
3.1.7.	ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ ДЕТАЛЕЙ
ФЛАНЦЕВОГО СОЕДИНЕНИЯ.................... 163
3.1.8.	КОМПЛЕКС СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ДЛЯ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН..........164
РАЗДЕЛ 4.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБОМ
4.1.	ПРИНЦИП РАБОТЫ ГАЗЛИФТНОГО ПОДЪЕМНИКА....173
4.2.	ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ НЕПРЕРЫВНОГО ГАЗЛИФТА ... 177
764
4.3.	ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ
ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА.....................181
4.4	РАСЧЕТ УСТАНОВОК НЕПРЕРЫВНОГО ГАЗЛИФТА.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КРИВЫХ ДИНАМИЧЕСКОГО
И СТАТИЧЕСКОГО ГРАДИЕНТОВ ДАВЛЕНИЯ
ДЛЯ РАСЧЕТА РАССТАНОВКИ КЛАПАНОВ........... 189
4.5	РАСЧЕТ ГАЗЛИФТНОЙ УСТАНОВКИ,
ОБОРУДОВАННОЙ КЛАПАНАМИ, ДЕЙСТВУЮЩИМИ
ОТ ДАВЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ В ЛИФТЕ..................202
4.6.	УСТАНОВКИ ДЛЯ ГАЗЛИФТНОГО СПОСОБА
ДОБЫЧИ НЕФТИ .................................206
4.7.	СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ДЛЯ ГАЗЛИФТНОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ.
ГАЗЛИФТНЫЕ КЛАПАНЫ...........................240
4.8.	ПАКЕРЫ И ЯКОРИ............................253
4.9.	ЦИРКУЛЯЦИОННЫЕ И ИНГИБИТОРНЫЕ	КЛАПАНЫ.....253
4.10.	КЛАПАНЫ-ОТСЕКАТЕЛИ И ЗАМКИ...............264
4.11.	РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ КОЛОННЫ РК.................273
4.12.	ТЕЛЕСКОПИЧЕСКИЕ СОЕДИНЕНИЯ...............275
4.13.	ПРИЕМНЫЙ КЛАПАН И ГЛУХАЯ ПРОБКА..........277
4.14.	УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН.280
4.15.	ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ КАНАТНЫХ РАБОТ
В ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЕ.......................280
4.16.	КОМПРЕССОРЫ ДЛЯ ГАЗЛИФТНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ..308
РАЗДЕЛ 5.
БЕСШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
5.1.	КЛАССИФИКАЦИЯ БЕСШТАНГОВЫХ НАСОСОВ........345
5.2.	УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ
НАСОСОВ С ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ...................348
5.2.1.	ПОГРУЖНЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ.........356
5.2.2.	ГАЗОСЕПАРАТОРЫ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ.........................445
5.2.3.	ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ
И ИХ ГИДРОЗАЩИТА...........................457
765
5.2.4.	СИСТЕМА ТОКОПОДВОДА УСТАНОВОК ЭЦН..........492
5.2.4.1.	Устройства управления и защиты........493
5.2.4.2.	Оборудование регулировки частоты вращения
погружных двигателей ...........................527
5.2.4.3.	Оборудование диагностики УЭЦН.........535
5.2.4.4.	Трансформаторы для УЭЦН...............549
5.2.4.5.	Кабельные линии установок ЭЦН.........557
5.2.5.	ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ.....................................601
5.2.5.1.	Приспособления для крепления
и защиты кабеля..................................601
5.2.5.2.	Приборы и устройства контроля состояния изоляции
кабельных линий и кабелей установок УЭЦН.........604
5.2.5.3.	Оборудование устья скважины
для эксплуатации УЭЦН............................606
5.2.5.4.	Узлы вывода кабеля через устьевую
арматуру скважины...............................607
5.2.5.5.	Пункты подключения кабельных линий....613
5.2.5.6.	Приспособления для подвески и направления
кабеля при спуско-подъемных операциях...........614
5.2.5.7.	Установки для намотки и размотки
кабелей (кабельных линий).......................615
5.2.5.8.	Оборудование для монтажа и заправки маслом
узлов УЭЦН на устье скважин.....................620
5.3.	ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ.............624
5.4.	КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
ДЕТАЛЕЙ УСТАНОВОК ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ИХ ИЗГОТОВЛЕНИЯ...................638
5.5.	ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ВЫБОР УЗЛОВ
УСТАНОВКИ ЭЦН ПО УСЛОВИЯМ ДОБЫЧИ НЕФТИ
ИЗ СКВАЖИНЫ.......................................653
5.5.1.	ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ ПОДБОРА
УЭЦН К НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ...........................654
5.5.2.	АЛГОРИТМ «РУЧНОГО» ПОДБОРА
УЭЦН К СКВАЖИНЕ.....................................657
766
5.5.3.	АЛГОРИТМ «МАШИННОГО» ПОДБОРА
УЭЦН К СКВАЖИНЕ............................672
5.5.4.	СРАВНЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ВАРИАНТОВ УСТАНОВКИ ЭЦН....................682
5.6.	ПРИМЕРЫ ПРОЧНОСТНОГО РАСЧЕТА
ОСНОВНЫХ УЗЛОВ И ДЕТАЛЕЙ УЭЦН................683
5.7.	ОХРАНА ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК
СКВАЖИННЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ .............698
5.8.	УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ВИНТОВЫХ
НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ.....................699
5.8.1.	ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ..701
5.8.2.	РАБОЧИЕ ОРГАНЫ И КОНСТРУКЦИИ
ВИНТОВЫХ НАСОСОВ..........................705
5.8.3.	ВЛИЯНИЕ ЗАЗОРА И НАТЯГА В РАБОЧИХ ОРГАНАХ
ВИНТОВОГО НАСОСА НА ЕГО ХАРАКТЕРИСТИКИ.....714
5.8.4.	РАБОЧИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ.723
5.8.5.	ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ ДЛЯ ВИНТОВЫХ
НАСОСОВ...................................729
5.8.6.	УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ
ЗАРУБЕЖНОГО ПРОИЗВОДСТВА..................733
5.9.	УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ДИАФРАГМЕННЫХ
НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ.....................737
ЛИТЕРАТУРА..................................761
767
Учебное издание
Ивановский Владимир Николаевич
Дарищев Виктор Иванович
Сабиров Альберт Азгарович
Каштанов Валентин Сергеевич
Пекин Сергей Сергеевич
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ
НЕФТИ И ГАЗА
В 2 частях
Часть 1
Книга издана в авторской редакции
Компьютерная верстка Н. М. Маскаева
Обложка Г. Г. Тимошенко
Подписано в печать 26.04.2002.Формат 60x90/16.
Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. п. л. 48.
Тираж 1500 экз. Заказ № 80
•
Государственное унитарное предприятие
издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина
119991, Москва, ГСП-1, Ленинский просп., 65
Отпечатано в типографии издательства
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА
им. И. М. ГУБКИНА
В. Н. Ивановский, В. И. Дарищев, А. А. Сабиров,
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА
им. И. М. ГУБКИНА
В. Н. Ивановский, В. И. Дарищев, А. А. Сабиров,
В. С. Каштанов, С. С. Пекин
ОБОРУДОВАНИЕ
ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
В 2 частях
Часть1