Погружные поршневые бесштанговые насосы с гидроприводом - Казак А.С.

Автор: Казак А.С.
Теги: гидропривод гидравлика насосы насосные станции промышленное оборудование
Год: 1961
Похожие
Скважинные насосные установки для добычи нефти
Русско-английский технический словарь. 80000 терминов
Англо-русский строительный словарь
Англо-русский кораблестроительный словарь
Текст
                    13—4—3
АННОТАЦИЯ
В книге дано описание схем погружных поршневых насосов
с гидроприводом, даны основы теории и расчета их. Освещены
вопросы конструирования, экспериментального исследования и
эксплуатации гидропоршненых насосных установок в различ-
ных нефтяных районах. Рассмотрены области и перспективы
их применения. Приведены сведения о гидронорпнюных насос-
ных установках, применяемых за рубежом.
Книга предназначена для инженерно-технических работников
и мастеров по добыче нефти.
ВВЕДЕНИЕ
Коренном проблемой текущего семилетия XXI съезд КПС4
npn.iiiiiJi проблему максимального выигрыша времени в мирном
.пишомпческом соревновании социализма с капитализмом. По-
лому наряду с быстрым и преимущественным ростом важнейших
отраслей тяжелой индустрии съездом намечены структурные
нлменення в ряде отраслей и прежде всего качественное изменение
структуры топливного баланса путем преимущественного разви-
нш добычи наиболее экономичных видов топлива — нефти и газа.
Добычу нефти намечено увеличить до 230—240 млн. т в 1965 г.,
г. е. в 2 с липшим раза против 1958 г. ( реднегодовой прирост
добычи нефти должен составлять 16,7—18,1 млн. т, а доля нефти
н газа в общем объеме производства топлива должна возрасти
:ш семилетие с 31 до 51%.
Принятое съездом направление на преимущественное развитие
добычи нефти и газа в последующие годы получит дальнейшее
раавигне. Однако столь грандиозную задачу трудно решить спо-
гобамп и средствами, применяемыми в настоящее время. Поэтому
планом развития народного хозяйства намечено создать более
совершенные виды оборудования для нефтяной и газовой промы-
шленности, повысить производительность труда за счет внедрения
повои техники, комплексной механизации и автоматизации и
роста квалификации кадров.
В настоящее время благодаря широкому внедрению методов
искусственного воздействия на нефтяные пласты около 70% нефти
и Советском Союзе добывается фонтанным способом. Однако
новейшие исследования указывают на целесообразность сочетания
методов заводнения с одновременным снижением забойных давле-
ний и эксплуатирующихся скважинах ниже давления фонтани-
рования, т. е. с механизированной откачкой жидкости из скважин.
В с.впзи с этим в дальнейшем удельный вес нефти, добытой механи-
зированными способами, будет непрерывно и существенно возра-
стать. Между тем требования к оборудованию для механизирован-
non откачки жидкости из скважин коренным образом меняются.
Прежде всего оно должно обеспечить форсированный отбор
жидкости из скважин. В то же время средняя глубина эксплуа-
тационных скважин с каждым годом увеличивается. Намечается
1*	3
переход к бурению скважин уменьшенного и малого диаметров,
так как это позволит значительно уменьшить капитальные вложе-
ния на строительство скважин и сократить расход материалов,
особенно металла, а также позволит ускорить проходку скважин.
Таким образом, для эксплуатации скважин должно быть со-
здано новое малогабарптное оборудование, обладающее высокой
производительностью н напором, что позволит спускать его в сква-
жины уменьшенных и малых диаметров. При всем этом оборудо-
вание должно иметь высокий к. п. д.
До недавнего времени кроме фонтанного способа добычи нефти
у нас применяли способы откачки жидкости из скважин при
помощи эрлифтов и глубинных поршневых штанговых насосов.
Правда, эрлифты применяются пока еще в сравнительно большом
количестве только в Бакинском нефтяном районе для эксплуата-
ции очень глубоких пли высокодебитных скважин и скважин,
осложненных пескопроявлениями. Но применение их оправды-
вается, да и то не во всех случаях, отсутствием пока более эффек-
тивного оборудования, пригодного для работы в тех же условиях.
К. п. д. эрлифтных установок очень мал (около 0,05), а метал-
лоемкость их большая. К тому же в состав установок входит очень
сложное компрессорное хозяйство.
В эрлифтных установках требуется большое погружение лифто-
вых труб под динамический уровень жидкости в скважинах. Если
же скважины имеют низкие динамические уровни, то к. п. д.
эрлифтных установок настолько снижается, что применение их
в ряде случаев становится нерентабельным или даже невозмож-
ным. Поэтому в случаях, когда имеются технические возможности
эксплуатации скважин другим способом, осуществляется немед-
ленный перевод их на эксплуатацию этим способом. До недавнего
времени для этого имелась лишь единственная возможность —
перевод скважин на эксплуатацию глубинными штанговыми порш-
невыми насосами. Эффективность этих установок значительно
выше, чем у эрлифтных, но они имеют ряд существенных недо-
статков, а главное возможности их весьма ограничены.
Большим принципиальным недостатком этих установок
является наличие механической связи в виде длинной колонны
насосных штанг.
Колонна насосных штанг нагружается не только большим
собственным весом, весом громадного столба поднимаемой жидко-
сти, но и большими силами инерции, возникающими при воз-
вратно-поступательном движении системы. При этом в штангах
возникают очень высокие переменные напряжения, вызывающие
усталость металла. Это обстоятельство является основным пре-
пятствием на пути увеличения глубпны спуска насоса и увеличе-
ния его подачи, а также одной из основных причин обрыва штанг.
Обрывы штанг часто происходят также вследствие истирания их
о стенки насосных труб. Сравнительно быстро выходят из строя
вследствие истирания и насосные трубы.
4
I’a<n>ia установки штангового насоса сопровождается значн-
к ii.iii.imii деформациями штанг и труб прп каждом ходе, требую-
щими для сохранения длины хода поршня насоса соответствующей
। омпеисицнп в длине хода станка-качалки.
II с rpi млении повысить параметры глубиннонасосных устано-
IHIH конструкторы идут по наиболее доступному пути — увели-
чению длины хода поршня. Так, в последние годы созданы уста-
нонин с длиной хода 4,5 и даже 6 м. Однако, сохраняя недостатки,
нри< ущпе установкам этого типа, они отличаются чрезвычайной
। ромо |дюк тыо, металлоемкостью, сложностью и дороговизной
иилемнаго оборудования.
11ед1>с пики установок глубинных штанговых насосов про-
IIU uno гея особенно сильно при эксплуатации глубоких и высоко-
щГштпых скважин, а также скважин наТлонных, т. е. таких,
шпорые будут преобладать в будущем.
Поэтому в связи с решениями XXI съезда КПСС особую важ-
ность приобрел вопрос создания и внедрения новой техники для
• ьсплуатацпи нефтяных скважин. Поиски в этом направлении
шли начаты давно и привели к установившемуся мнению —
пылительный фонд нефтяных скважин с большим успехом может
эксплуатироваться бесштанговыми погружными насосами, т. е.
ивсосамп, для привода которых не требуется длинной колонны
насосных штанг.
Единственным путем ликвидации нежелательной длинной
механической связи погружного насоса с наземным двигателем
может быть путь приближения двигателя к погружному насосу,
г. с. объединение их в одном погружном агрегате. При этом
устраняются недостатки глубиннонасосных установок, вызывае-
мые наличием колонны насосных штанг.
Были предложены и разрабатывались погружные агрегаты
различных типов, но практическое применение пока получили
лишь два типа. Один из них представляет собой агрегат, состоя-
щий из центробежного многоступенчатого насоса и погружного
защищенного электродвигателя [1 ]. Электроэнергия к двигателю
подводится по специальному бронированному кабелю, крепяще-
муся с наружной стороны колонны насосных труб. В другом типе
поршневой насос сочетается с поршневым гидравлическим двига-
телем, приводимым в действие рабочей жидкостью, подаваемой
по колонне насосных труб с поверхности. Оба типа агрегатов
получили практическое применение у нас в пятидесятых годах.
Основными достоинствами установок погружных центробеж-
ных насосов с электроприводом являются: 1) большие подачи;
2) большой межремонтный период работы; 3) простота наземного
оборудования. Основными недостатками являются: 1) значитель-
ное снижение коэффициента полезного действия при уменьшении
диаметра агрегатов, предназначенных для эксплуатации скважпн
уменьшенного и малого диаметров, а также при относительно
небольших подачах их; 2) трудность спуска агрегатов (из-за
а
кабеля) в искривленные и направленные скважины; 3) сложность
спуско-подъемных операций и довольно частый выход из строя
электрокабеля; 4) большой расход меди для электрического
кабеля; 5) сравнительно большие потери энергии в длинном
электрическом кабеле.
Таким образом, погружные электронасосы с большой эффек-
тивностью могут использоваться лишь в определенной категории
скважин, главным образом в высокодебитных скважинах не очень
большой глубины и не очень малого диаметра. Другими словами,
область эффективного применения погружных электронасосов
очень важна, но все же ограничена.
Возможность применения жидкости в качестве средства для
осуществления возвратно-поступательного движения в машинах
известна давно. О применении водостолбовых машин прн больших
напорах и малых расходах жидкости еще около 60 лет назад гово-
рил в своих лекциях Н. Е. Жуковский [2]. Н. Е. Жуковский
отмечал, что .ввиду несжимаемости жидкости золотник или кран
реверса рабочего поршня в целях перевода их через мертвые поло-
жения должен переключаться вспомогательным механизмом, при-
водимым в движение от поршня основной машины. Этот принцип
и в настоящее время применяется в гидроприводах различного
рода для осуществления возвратно-поступательного движения
рабочих органов машин.
Гидропривод в последнее время находит все более широкое
применение в различных областях техники. Объясняется это рядом
преимуществ, которые он имеет перед другими видами силового
привода в некоторых областях техники. Важнейшими общими
достоинствами гидропривода являются: 1) высокий к. п. д.; 2) про-
стота осуществления передачи с высокой степенью редукции при
сохранении высокого к. п. д.; 3) возможность регулирования
в широком диапазоне основных параметров, надежность и высокая
устойчивость работы; 4) простота управления и защиты от пере-
грузок, создающие возможность достаточно простого осуществле-
ния автоматизации; 5) легкость унификации; 6) хорошая смазка
трущихся частей.
Гидропривод, применяемый в нефтедобывающей промышлен-
ности, имеет ряд дополнительных достоинств, среди которых
важнейшее место занимают: 1) отказ от длинной механической
связи погружного насоса с наземным двигателем;' 2) возмож-
ность использования рабочей жидкости системы для механизации
спуско-подъемных операций, связанных со сменой погружного
агрегата, что в большой степени облегчает тяжелый труд бригад
подземного ремонта скважин и уменьшает стоимость этих работ;
3) возможность эффективной эксплуатации скважин большой глу-
бины, уменьшенного диаметра, и направленных.
Основываясь на неоспоримых преимуществах применения
бесштанговых насосов для эксплуатации нефтяных скважин,
особенно при новых методах бурения и разработки нефтяных
6
месторождений июньский Пленум ЦК КПСС (1959 г.) постановил
организовать особенно широкое «...применение электроцентробеж-
иых и гидропоршневых насосов...» в нефтяной промышленности.
Экспериментальные работы по использованию гидропривода
дли эксплуатации нефтяных скважин были начаты в тридцатых
Годах в США и Советском Союзе. В США фирмой Кобе, а затем
н другими фирмами в течение многих лет в этой области велись
бол ьшие исследовательские работы и доводка конструкций. В ре-
зультате этих работ в конце сороковых и в пятидесятых годах
началось широкое внедрение погружных поршневых насосов
с гидроприводом. Далее будет показано как обширна область
применения этих насосов.
В Советском Союзе работы по созданию погружных насосов
<5 гидроприводом были на много лет прерваны Великой Отечест-
венной войной. Снова эти работы были начаты лишь в самом
конце сороковых годов и в небольшом масштабе. Объем работ
увеличился лишь в пятидесятых годах [3, 4, 5, 6, 7].
Нельзя не отметить большие трудности, которые пришлось
преодолеть при создании погружных агрегатов с гидроприводом.
Объясняются трудности отсутствием каких-либо исследований
динамических процессов в гидравлических агрегатах такого типа,
погруженных иа большую глубину в скважину, сложностью и
большой трудоемкостью проведения экспериментов, чрезвычайно
тяжелыми условиями работы агрегатов при недоступности их
во время работы для непосредственного осмотра, выслушивания,
ипдицирования, а также небольшими диаметральными габари-
тами агрегатов.
Особенно большие трудности приходится преодолевать при
решении вопроса повышения работоспособности агрегатов в очень
глубоких скважинах с пескопроявлениями.
Промысловые испытания первых погружных насосов с гидро-
приводом, созданных Особым конструкторским бюро по бесштан-
говым насосам, проводились в тяжелых условиях эксплуатации
обводненных скважин с пескопроявлениями в Бакинском нефтя-
ном районе. В процессе длительных испытаний проводилась
доводка и совершенствование их в целях главным образом увеличе-
ния срока службы. Достигнутый успех позволил расширить
промысловые испытания, распространив их также на восточные
нефтяные районы. Первые же испытания погружных насосов
с гидроприводом на промыслах Башкирии дали хорошие резуль-
таты, показали, что срок службы их в этих условиях во много раз
превышает срок службы в Бакинском нефтяном районе, что суро-
вые зимние климатические условия не могут служить серьезным
препятствием на пути их применения, а также что применение их
снимает с эксплуатационников значительную часть забот по борьбе
с отложением парафина на стенках подъемных труб.
В настоящее время началось внедрение этого нового прогрес-
сивного способа эксплуатации нефтяных скважин на промыслах
7
Башкирии, Азербайджана и Татарии. В 1960 г. он применялся
на 60 скважинах.
В ближайшие годы объем внедрения погружных насосов с гидро-
приводом резко возрастет и распространится на другие нефтяные
районы. Между тем многие работники нефтяной промышленности
совершенно незнакомы с этим новым типом оборудования для
эксплуатации скважин, с его особенностями, условиями
применения и опытом эксплуатации. Объясняется это тем, что
внедрение его началось недавно, а литературы по этому вопросу
очень мало.
Настоящая книга является первой попыткой обобщения опыта
исследования, расчета, конструирования, изготовления и эксплу-
атации установок погружных насосов с гидроприводом. В ней
дается описание схем установок и погружных насосов с гидропри-
водом как отечественных, так и зарубежных, описание некоторых
конструкций, основы теории и элементы расчета, приведен анализ
достоинств и недостатков применения их в различных условиях
эксплуатации, а также некоторые данные исследований и первый
опыт применения в двух нефтяных районах.
Работы но созданию, исследованию и совершенствованию
погружных насосов с гидроприводом ведутся коллективом Особого
конструкторского бюро по бесштанговым насосам (ОКБ), мате-
риалы которого частично использованы автором при подготовке
книги. Промысловые испытания и отработка оборудования ведутся
при участия коллективов нефтепромысловых управлений Орджо-
никидзенефть и Туймазанефть, а также коллективов машино-
строительного завода имени Ф. Дзержинского и др. Аппаратура
для автоматического регулирования установок создается и отраба-
тывается сумгаитским институтом НИПИнефтехимавтомат сов-
местно с работниками ОКБ и нефтепромыслового управления
Орджоникидзенефть.
Глава I
ПОГРУЖНЫЕ ГИДРОПОРЛШЕВЫЕ НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ
И ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИХ РАБОТЫ
§ 1. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ И СХЕМЫ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ
ПОРШНЕВЫХ БЕС,ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ
ПРИВОДОМ
Используя жидкость в качестве средства пере образования и
передачи энергии, можно осуществлять любые перемещения сило-
вого органа гидравлического привода (гидропривода). Однако
в гидроприводах, применяемых в насосных установках для откачки
жидкости из нефтяных скважин, используются исключительно
поршневые гидравлические двигатели с прямолинейным воз-
вратно-поступательным движением поршня. Эти гидравлические
приводы относятся к типу объемных. Их можно рассматривать
как механизмы для передачи и преобразования движении при
помощи жидкостных звеньев. Кинематика этих механизмов обе-
спечивается только геометрическими связями, которые могут быть
достигнуты лишь при помощи определенных перемещающихся
объемов жидкости, так как жидкие тела не имеют собственной гео-
метрической формы.
Характерной особенностью гидропривода объемного типа
является передача большого количества энергии при небольшом
расходе рабочей жидкости, но при высоком давлении ее.
Гидравлический привод состоит из двух основных частей.
Первичная часть его иасосных установок почти всех типов разме-
щается на поверхности земли и представляет собой поршневой
насос высокого давления или насос другого типа, приводимый
в действие электрическим двигателем или двигателем внутреннего
сгорания. При помощи такого насосного агрегата механическая
энергия первичного двигателя преобразуется в потенциальную и
кинетическую энергию потока жидкости, которая по трубопроводу
направляется к вторичной части гидропривода — погружному
гидравлическому двигателю и приводит его в действие, причем
энергия потока жидкости снова преобразуется в механическую
энергию. Погружной гидравлический двигатель обычно посредст-
вом жесткой механической связи объединяется в одном агрегате
9
с поршневым глубинным насосом, предназначенным для откачки
нефти из скважины. Этот агрегат спускается в скважину под
динамический уровень.
Таким образом, наземный насос является генератором энергии,
передаваемой потоком жидкости к погружному гидравлическому
двигателю, и обычно называется силовым насосом.
Погружной агрегат, состоящий из поршневого насоса и двига-
теля, часто называют гидропоршневым насосом. Более правильно
называть его гидропоршневым насосным агре-
гатом. Этим термином мы и будем пользоваться в дальнейшем.
Жидкость, служащая для передачи энергии в системе гидро-
привода, называется рабочей жидкостью.
Рабочая жидкость от наземного силового насоса к погружному
гидравлическому двигателю подводится по одной колонне насос-
ных труб. Для выхода на поверхность отработавшей в двигателе
жидкости скважина должна иметь второй канал, связывающий
погружной агрегат с поверхностью земли. В качестве этого канала
применяют либо вторую колонну насосных труб, либо обсадную
колонну скважины. В большинстве случаев эта же колонна труб
используется и для подъема на поверхность жидкости, откачивае-
мой из скважины.
Гидропоршневые насосные агрегаты спускают в скважины на
глубину 1000, 2000 м и более. Объем рабочей жидкости, запол-
няющей трубопроводы, достигает нескольких тысяч литров,
в то время как в большинстве известных гидроприводов объем
рабочей жидкости, заполняющей систему, сравнительно невелик.
Так, например, объем рабочей жидкости, заполняющей гидро-
системы металлорежущих станков, не превышает нескольких
десятков литров [8].
Так как объем и массы рабочей жидкости, обладающей большой
упругостью и инерцией, значительные, жидкостные звенья кинема-
тической цепи гидроприводов погружных насосов имеют чрезвы-
чайно большое значение в обеспечении успешной работы системы.
Этим системы гидроприводов гидропорпшевых насосных установок
существенно отличаются от систем гидроприводов, применяемых
в других областнх техники.
Специфической особенностью гидропоршневых насосных уста-
новок является использование системы гидропривода для ме-
ханизации спуска и подъема погружного агрегата из сква-
жины.
Регулирование подачи погружного насоса осуществляется
изменением числа ходов гидропоршневого насосного агрегата, что
легко достигается изменением расхода рабочей жидкости, подавае-
мой в гидравлический двигатель.
Для регулирования расхода рабочей жидкости может быть
использовано одно из следующих средств: 1) применение регули-
руемого силового иасоса, подача которого может изменяться прн
неизменном числе оборотов или ходов; 2) применение для привода
10
силового насоса двигателя с регулируемым числом оборотов;
3) применение силового насоса с постоянное подачей в сочетании
с регулируемым сопротивлением (дросселем) и переливным клапа-
ном, позволяющим часть рабочей жидкости стравливать обратно
в бак гидросистемы.
В гидропоршневых насосных установках в настоящее время
применяют главным образом два способа регулирования расхода
рабочей жидкости: 1) грубое регулирование, осуществляемое
подбором иасоса с постоянной подачей, размера сменных плунже-
ров его или соответствующих пар зубчатых колес редуктора,
точное регулирование — изменением числа оборотов двигателя
внутреннего сгорания, являющегося приводом силового насоса,
а также дросселем; 2) грубое регулирование, осуществляемое
так же, как и в первом способе, а точное — при помощи дросселя.
Разумеется, во всех гидропоршневых насосных установках
дроссели устанавливаются на «входе» в гидравлический двигатель
(в начале трубопровода, ведущего к гидравлическому двигателю).
Оба способа точного регулирования расхода рабочей жидкости
имеют свои достоинства и недостатки. Так, при первом способе
регулирования обеспечиваются минимальные энергетические по-
тери, но возникает необходимость в создании специальных двига-
телей внутреннего сгорания, осложняется эксплуатация и авто-
матизация работы установки. При втором способе регулирования
происходят большие энергетические потери, чем при первом, но
и случае применения асинхронного электродвигателя для привода
силового насоса эксплуатация и автоматизация установки суще-
ственно облегчаются. Это преимущество важно для индивидуаль-
ных установок, особенно, если они смонтированы иа скважинах,
расположенных в труднодоступных местах.
Электродвигатели с регулируемым числом оборотов в настоя-
щее время не применяются вследствие сложности силовых уста-
новок.
Регулируемые силовые насосы, пригодные для работы в тяже-
лых условиях в составе гидропоршневых насосных установок,
до настоящего времени не созданы.
Во всех гидропоршневых насосных агрегатах, применяемых
иа практике, реверсирование хода поршня гидравлического двига-
теля и регулирование скорости его осуществляются золотниковым
устройством, размещенным непосредственно в погружном агре-
гате. Подробно вопрос реверсирования и регулирования скорости
поршня двигателя будет рассмотрен ниже. Все остальные механизмы
управления работой установки находятся на поверхности.
Известны схемы погружных поршневых насосов с гидроприво-
дом, в которых устройства для управления работой погружного
гидравлического двигателя вынесены на поверхность. Однако на
практике их не применяют.
Условия работы погружных поршневых насосов с гидропри-
водом отличаются большим разнообразием. Прежде всего это
Н
объясняется тем, что из скважины откачиваются различные
жидкости. В одних случаях из скважин откачивается сравнительно
чистая однородная жидкость — нефть с небольшим содержанием
растворенного газа и парафина; в других случаях нефть может
содержать большое количество растворенного газа и парафина,
вследствие чего последний осаждается на стенках насосных труб
по мере подъема жидкости к устью скважины и выделения газа
и парафина из раствора; в третьих случаях из скважин откачи-
ваются многофазные жидкости, состоящие из нефти, воды, меха-
нических примесей, свободного парафина и газа. Соотношения
этих компонентов бывают самые разнообразные, причем иногда
они образуют более или менее стойкие эмульсии.
Отличаются условия и по характеру расположения скважин.
Если в одних случаях скважины, разбуренные по густой сетке,
расположены близко друг к другу и могут эксплуатироваться
одной групповой установкой, то в других случаях они удалены
друг от друга на большие расстояния и могут быть оборудованы
только индивидуальными установками. Велика разница в клима-
тических условиях.
Большое значение имеют глубина динамического уровня и
дебит скважины.
Скважины могут быть вертикальными и наклонными, а также
существенно отличаться диаметром обсадиой колонны.
Общим для всех глубинных насосных установок является то,
что они должны работать длительное время и непрерывно в тяже-
лых полевых условиях в глубоких скважинах небольшого диа-
метра, вследствие чего невозможно производить их осмотр. Подъем
же погружного агрегата для осмотра и ремонта на поверхность
является трудоемкой операцией и связан с длительным простоем
скважины.
Перечисленные условия работы насосных установок предъ-
являют особые требования к выбору системы гидравлического
привода, к подготовке и транспортированию рабочей жидкости,
к канализованию отработавшей жидкости, а также к средствам
спуска и подъема погружного агрегата из скважины. Эти требова-
ния изменяются в зависимости от специфических условий эксплу-
атации и соответственно этому выбирается та или ииая схема
установки.
Не останавливаясь пока на вопросе подготовки рабочей жидко-
сти, что будет сделано ниже, рассмотрим наиболее типичные схемы
насосных установок с гидроприводом.
На принципиальной схеме насосной установки с гидроприво-
дом (рис. 1) показано погружное оборудование, состоящее из гид-
ропоршневого насосиого агрегата свободного (сбрасываемого)
типа и двух концентричных колони насосных труб. (Условные
обозначения для жидкостей, принятые на этой схеме, будут при-
меняться и в дальнейшем, за исключением специально оговоренных
случаев.) Погружное оборудование может быть и другого типа.
12
15
13
Г4
Рис. 1. Принципиальная
схема насосной установки
с погружным гидропоршне-
йым агрегатом свободного
типа, находящимся в рабо-
чем положении, и двумя
концентричными колоннами
насосных труб.
Жидкость, находящаяся под
действием: I — рабочего давле-
ния; II — набойного давления;
III — избыточного гидростати-
ческого давления.
1	— резервуар для хранения и
отстаивания рабочей жидкости;
2	— всасывающий трубопровод;
3 — силовой плунжерный насос
с электроприводом; 4 — напор-
ный трубопровод; 5 — дроссель,
применяемый для регулирова-
ния расхода рабочей жидкости,
подаваемой к гидравлическому
двигателю за счет стравливания
части рабочей жидкости в трубо-
провод 2; в — предохранитель-
ный клапан; 7 — манометриче-
ская защита системы гидропри-
вода, позволяющая отключать
электродвигатель как при повы-
шении давления в системе, так
и при понижении его за уста-
новленные при настройке пре-
делы; В — четырехходовой кран,
установленный в головке устья
скважины и позволяющий на-
правлять поток рабочей жидко-
сти в одну или другую колонну
насосных труб, спущенных в
скважину, а также отводить жидкость, поднимающуюся но насосным трубам из сква-
жины; 9— ловитель для захвата погружного агрегата, поднятого к устью скважины; 10—
центральная колонна насосных труб для подвода рабочей жидкости к гидравлическому
двигателю; 11 — колонна насосных труб для подъема из скважины отработавшей и добы-
той погружным насосом жидкости; 12 — обсадная колонна скважины; 13 — седло погруж-
ного агрегата, спускаемое в скважину на центральной колонне насосных труб; 14 —
погружной гидропорнгневой насосный агрегат; 15 — посадочный конус с хвостовиком;
ю — обратный клапан седла погружного агрегата; 17 — манжетное уплотнение седла
погружного агрегата; 18 — выкидной трубопровод погружного агрегата; ю — трап
для отделения газа; 20 — отвод газа; 21 — трубопровод для сдачи добытой погружным
насосом нефти.
13
На схеме погружной агрегат показан в рабочем положении.
Рабочая жидкость из резервуара 1 забирается насосом 3 и через
четырехходовой кран 8 направляется в центральную колонну
насосных труб ГО, спущенных в скважину. Поступая по этой ко-
лонне труб под давлением к погружному агрегату 14, рабочая
жидкость приводит его в действие, преобразуя таким образом
механическую энергию наземного силового насосного агрегата
в механическую энергию погружного насосного агрегата. Отрабо-
тавшая и добытая из скважины погружным насосом жидкость
поднимается на поверхность по второй колонне труб 11 п также,
пройдя через четырехходовой кран 8, по выкидной линии 18
попадает в трап 10, где происходит отделение газа, а затем — в ре-
зервуар Z. В резервуаре смешанная жидкость отстаивается для
отделения воды и механических примесей. Очищенная жидкость
снова забирается силовым насосом 3. Часть жидкости (соответ-
ствующая добытой из скважины) по трубопроводу 20 откачивается
в товарные емкости.
Седло погружного агрегата 13 спускается в скважину на цен-
тральной колонне насосных труб. Нижняя часть седла заканчи-
вается конусом с цилиндрическим хвостовиком, на котором уста-
новлены самоуплотняющиеся резиновые манжеты 17 и приемный
фильтр. Внутри хвостовика имеется обратный клапан 16 и посадоч-
ное гнездо для погружного агрегата. Центральная колонна труб
с седлом спускается до упора последнего в посадочный конус 15,
спущенный ранее с наружной колонной насосных труб. Этот конус
также имеет цилиндрический хвостовик, в который самоуплотняю-
щиеся манжеты входят с натягом. При наличии обратного клапана
16 и манжетного уплотнения 17 можно произвести заливку обеих
колонн насосных труб рабочей жидкостью, не позволяя вытекать
ей в скважину. В нижней части седла имеются окна, через кото-
рые сообщаются обе колонны труб. После заливки насосных труб
погружной агрегат 14 сбрасывается в центральную колонну
насосных труб и вместе с потоком рабочей жидкости спускается
до седла, имеющего внутренний диаметр, несколько меньший,
чем диаметр насосных труб. В седле погружной агрегат уплот-
няется резиновыми манжетами и закрывает свободный проход
жидкости через окна седла в наружную колонну труб. Вследствие
этого давление рабочей жидкости в центральной колонне труб
возрастает и, достигнув определенной величины, приводит в дей-
ствие гидравлический двигатель.
При работе погружного агрегата обратный клапан 16 нахо-
дится в открытом положении. Как только агрегат останавливается,
обратный клапан закрывается, давая возможность поднять погруж-
ной агрегат.
Четырехходовой кран 8 при спуске и работе погружного агре-
гата устанавливается в позицию «спуск — работа», показанную
на рнс. 1,
14
Для подъема погружного агрегата из скважины рабочая
жидкость при помощи четырехходового крапа 8 направляется
в наружную колонну труб; далее, пройдя через окна в седле,
давит на погружной агрегат снизу и, выпрессовав его из
седла, поднимает по трубам к устью скважины. Положение
подъема погружного агрегата показано на рис. 2, а. В этом
случае четырехходовой кран устанавливается в позицию
«подъем».
Для подъема погружного агрегата требуется сравнительно
небольшое давление рабочей жидкости, причем оно определяется
главным образом гидравлическими потерями потока жидкости,
циркулирующего по колоннам насосных труб. При выпрессовке
погружного агрегата из седла Требуется значительно большее да-
вление. Давление рабочей жидкости при этом воздействует на
кольцевую площадь погружного агрегата, равную разности пло-
щади сечений наружного диаметра погружного агрегата и поса-
дочного гнезда.
Скорость спуска и подъема погружного агрегата определяется
расходом рабочей жидкости, подаваемой силовым насосом, а также
конструкцией подъемного устройства, которое должно обеспечи-
вать герметизацию погружного агрегата при скольжении его по
стопкам насосных труб.
На рис. 2, б показано положение погружного агрегата, под-
нявшегося к устью скважипы и захваченного ловителем. Перед
извлечением погружного агрегата из скважины четырехходовой
крап ставится в третью позицию («открыто»), позволяющую со-
общить между собой обе колонны насосных труб в верхней части
и благодаря этому уравновесить столбы жидкостей, имеющих
различные удельные веса. При этом сбрасывается также избыточ-
ное давление в трубах, остающееся обычно после остановки сило-
iiuro насоса, так как после вхождения погружного агрегата в го-
ловку устья свободная циркуляция жидкости по насосным трубам
прекращается и в связи с этим давление жидкости возрастает до
тех пор, пока не будет отключен силовой насос. Лишь полностью
уравновесив столбы жидкости и выпустив свободный газ, можно
извлекать погружной агрегат из скважины, не опасаясь перелива
жидкости из труб.
Мы рассмотрели схему установки с погружным агрегатом сбра-
сываемого типа и с концентричной подвеской двух колонн насос-
пых труб. Однако в зависимости от условий эксплуатации погруж-
ного агрегата метут быть приняты другие схемы и конструктивные
решения погружного оборудования установки. Если нужно иметь
погружной насос с большой подачей, а следовательно и большого
ДПпмотра, единственно возможным решением в некоторых случаях
(при невозможности постановки пакера в обсадной колонне)
ипляется применение погружного агрегата трубного типа с двумя
Кпнцонтричными колоннами насосных труб (рис. 3). В этом случае
погружной агрегат спускается в скважину на центральной колонне
15
насосных труб и диаметр его может быть больше диаметра свобод-
ного насоса, спускаемого с колоннами насосных труб того же диа-
метра При подъеме его для замены требуется поднять колонну
Рис. 2. Схема подъема из скважины гидропоршне-
вого насосного агрегата свободного типа.
с — подъем при помощи потока жидкости; б — еахват по-
гружного агрегата ловителем.
иасосных труб н, следовательно, в этом случае теряется одно из
больших преимуществ применения гидропривода — механизация
спуско-подъемных операций погружного агрегата. Однако если
16
Рис. 3. Схема оборудова-
ния скважины гидро-
поршневым насосным
агрегатом трубного тина
с двумя концентричными
колоннами насосных
труб.
1—первая (наружная) колон-
на насосных труб; 2 — вто-
рая (центральная) колонна
насосных труб; 3 — обсад-
ная колонна скважины; 4 —
гидропоршневой насосный
агрегат трубного типа; 5 —
посадочный Kottyc с хвосто-
виком для погружного агре-
гата-
Рис. 4. Схема оборудова-
ния скважины гидро-
поршневым насосным
агрегатом свободного
(сбрасываемого) типа
с двумя параллельными
колоннами насосных
труб.
1 — колонна подъемных на-
сосных труб малого диамет-
ра; 2 — обсадная колонна
скважины; з— седло погруж-
ного агрегата; 4 — Гидро-
поршневой насосный агрегат
свободного типа; S — основ-
ная колонна насосных труб,
предназначенная для спуско-
подъемных операций; в —
ловитель.
2 А. С. Казак.
имеется возможность обеспечить длительную работу погружного
агрегата без подъема, то это будет оправдано.
В целях экономии металла и облегчения борьбы с отложе-
ниями парафина на стенках подъемных труб (если нефть парафини-
стая) можно спускать в скважину погружной агрегат с двумя
параллельными колоннами насосных труб (рис. 4). В этом случае
диаметр основной колонны насосных труб выбирается таким, чтобы
было возможно сбрасывать в нее погружной агрегат. Диаметр
колонны подъемных насосных труб принимается значительно мень-
шим. Работа погружного агрегата и спуско-подъемные операции при
помощи рабочей жидкости осуществляются так же, как и по схеме,
приведенной на рис. 1. Но по схеме рис. 4 значительно облегчается
борьба с отложениями парафина на стенках подъемных труб,
так как жидкость поднимается не по кольцевому сечению между
двумя колоннами труб, а по колонне труб полного кругового
сечения, В данном случае возможны два пути механической очи-
стки внутренней поверхности подъемных труб от парафина:
с помощью специальных растворимых пробок, проталкиваемых
в колонну подъемных труб рабочей жидкостью, и с помощью
скребков, также проталкиваемых рабочей жидкостью. Пробка,
пройдя в нижнюю часть колонны труб, растворяется, а скребок
может быть поднят на поверхность потоком жидкости. Этим же
потоком жидкости из колонны труб выносится счищенный пара-
фин.
Следует, однако, отметить, что конструкция параллельных
колонн насосных труб, а также технология спуска и подъема их
значительно сложнее, чем при спуске концентричных колонн
труб. Больше в них и гидравлические потери вследствие того, что
одна из параллельных колони всегда имеет небольшой диаметр.
Весьма перспективными являются схемы, предусматривающие
спуск в скважину лишь одной колонны насосных труб с пакером.
Пакер, герметично отделяющий верхнюю часть обсадной колонны
от нижней фильтровой часги, позволяет использовать верхнюю
часть обсадной колонны для подъема на поверхность добытой из
скважины и отработавшей жидкости. Можно применять гидро-
поршневые иасосные агрегаты свободного (рис. 5) и трубного
(рис. 6) типов. В последием случае погружной агрегат может
быть изготовлен с большими габаритами по диаметру.
Отказ от второй колонны насосных труб позволяет значительно
сократить расход металла и денежных средств на оборудование
установки, а также осуществить спуск погружных агрегатов
в скважины с обсадными 5, 4" колоннами и даже меньшими.
Но оборудование скважин по такой схеме нс всегда возможио-
Основным препятствием для применения этой схемы является
большой газовый фактор скважины, так как свободный газ имеет
только один выход — через насос и, следовательно, сильно сни-
жает коэффициент наполиеиия последнего. Влияние газа на коэф-
фициент подачи погружного насоса можно значительно умень-
18
Рис. 6. Схема обо-
рудовании сква-
жины гидропорш-
вевым иасосным
агрегатом труб-
ного типа с одной
колонной насос-
ных труб и паке-
ром.
1 — колонна насос-
ных труб; 2 — обсад-
ная колонна скважи-
ны; 3 — гидропорш-
невой насосный агре-
гат трубного тина;
4 — посадочный ко-
нус; 5 — фонарь на-
правляющий; 6 —
манжеты резиновые
уплотняющие; 7 —
шлипсы; 8 — саль-
ник.
Рис. 5. Схема оборудования скважины тидропоршпевым
иасосным агрегатом свободного типа с одной колонной
насосных труб и с пакером.
/ пилпииц насосных труб; 2 — обсадная колонна скважины; 3—гидропоршневой
ШНИиинлп игрегцт свободного типа; 4 — седло гидропоршневого агрегата; S — посадочный
ИИН>|*, f> фонарь направляющий; 7 — уплотняющие резиновые манжеты; в — шлипсы!
2 — сальник; 10 — ловитель.
шить, если есть возможность обеспечить большое погружение
его под динамический уровень жидкости в скважине. Следова-
тельно применение этой схемы возможно и в скважинах со значи-
тельным газовым фактором при наличии высокого динамического
уровня жидкости.
Применение схемы с пакером исключается полностью в сква-
жинах, имеющих дефекты эксплуатационной обсадной колонны
выше намечаемой глубины спуска пакера.
В тех случаях, когда установки используются для эксплуата-
ции «песочных» скважин, а монтаж оборудования для подготовки
рабочей жидкости по местным условиям невозможен или затруд-
нителен, возможно применение схемы погружного оборудования
с замкнутой циркуляцией рабочей жидкости. Для этого в сква-
жину спускают три колонны насосных труб. По одной колонне
труб к гидравлическому двигателю подводится рабочая жидкость,
а по двум другим раздельно поднимаются отработавшая и добытая
жидкости. Так как отработавшая жидкость при этой схеме не сме-
шивается с добытой, она не загрязняется и следовательно отпа-
дает необходимость в ее очистке перед повторным использованием
в качестве рабочей жидкости. Однако в этом случае необходимо
пополнять утечки рабочей жидкости в системе, даже и незначи-
тельные.
Основными недостатками этой схемы являются сложность и
трудоемкость спуско-подъемных операций погружного оборудова-
ния, а также необходимость бурить скважины под обсадные ко-
лонны сравнительно большого диаметра, позволяющие спускать
в них три колонны насосных труб.
Типичные схемы погружных агрегатов, состоящих из поршне-
вых насосов и поршневых гидравлических двигателей с золотнико-
выми распределительными устройствами, будут описаны в § 3.
Здесь же мы кратко рассмотрим погружные поршневые насосы
с гидроприводом других типов, не применяемые пока по тем или
иным причинам на практике для эксплуатации нефтяных скважин
или применяемые ограниченно.
Выше уже упоминалось, что известны схемы погружных порш-
невых насосов с гидроприводом, в которых механизм реверсирова-
ния хода поршня двигателя вынесен па поверхность и работа по-
следнего обеспечивается попеременным поднятием и сбрасыва-
нием давления в колонне напорных труб. В этом случае роль
обычной колонны штанг, связывающей стапок-качалку с поршнем
глубинного насоса, выполняет как бы «гидравлическая штанга» —
столб жидкости в насосных трубах над глубинным насосом.
На рис. 7 показана схема насосного агрегата с двумя силовыми
цилиндрами и механизмами управления, вынесенными на поверх-
ность. Два цилиндра 5 и 11, в которых перемещаются поршни 4
и 10, жестко связаны штоком 6. Полости а и д цилиндров через
колонны насосных труб 1 и 2 сообщаются с наземным силовым
насосом и резервуаром. Нагнетаемая насосом в полость а жидкость
20
норемещает поршни вниз (рис. 7, /). При этом жидкость из поло-
стей в (через нагнетательный клапан 7) и д вытесняется в канал б
м, поднимаясь по колонне труб 2, изливается в наземный резер-
вуар, а всасывающий клапан 9 нижнего цилиндра открывается,
и жидкость из скважины засасывается в полость г. После достиже-
ния поршнями крайнего нижнего положения подача жидкости
Pile, 7. Схема погружного насосного агрегата с двумя силовыми цилин-
Армии к механизмом управления, вынесенным на поверхность земли.
I — ход поршней вина; II — ход поршней зиерх.
/i И — колонны насосных труб; 3 — обсадная колонна; 4, 10 — поршни; 5, 11 — ци-
линдры; 6 — силовой иггон; 7, 9, 12, 13 — насосные клапаны; 8 — Сальник.
Si v волости силовых цилиндров; в, г — полости насосных цилиндров; б, е — каналы.
1 Полость а прекращается и начинается нагнетание ее по трубе 2
В Полость д нижнего цилиндра. Поршни перемещаются вверх.
Жидкость, вытесняемая при этом из полостей г (через нагнетатель-
ыП клапан12} и а, по каналу е и колонне труб 1 поднимается на
Поверхность и изливается в тот же резервуар. При ходе поршней
ВИорх жидкость из скважины всасывается в полость Ъ верхнего
Цилиндра через клапан 13.
Жидкость в полости а и д нагнетается попеременно одним
омлопым йасосом, а переключение трубопроводов, в которые
21
нагнетается жидкость, осуществляется наземным распределитель-
ным механизмом, включающим в себя четырехходовой кран или
золотник.
Мы рассмотрели схему агрегата двойного действия, состоящего
из двух силовых цилиндров а и д и двух насосных цилиндров Ь.
Рис. 8. Схема погружного насосного агрегата дифференциального действия
с механизмом управления, вынесенным на поверхность земли.
I — ход поршней вниз: II — ход поршней вверх.
1 — колонна подъемных труб; s — силовой цилиндр; 8 — силовой поршень; 4 — сальник;
5 — пустотелый силовой шток; 6 — насосный поршень; 7 — нагнетательный клапан;
8 — всасывающий клапан; 9 — обсадная колонна скважины; 10 •— насосный цилиндр;
11 — колонна нагнетательных труб.
а — верхняя полость силового цилиндра; б — канал в штоке; е — верхняя полость
насосного цилиндра; г — нижняя полиол» насосного цилиндра; д — нижняя полость
силового цилиндра.
При этой схеме жидкость, добываемая из скважины и нагнетае-
мая в силовые цилиндры, смешивается.
Если нежелательно смешивание добываемой и рабочей жидко-
стей, можно применять агрегат дифференциального действия
(рис. 8). Этот агрегат состоит из одного силового цилиндра 2
и одного насосного цилиндра 10. Силовой 3 и насосный 6 поршни
22
, ЭДостко связаны пустотелым штоком 5, проходящим через сальник
,4, разделяющий цилиндры. Верхние полости а и b обоих цилиндров
Могут сообщаться через капал б и колонну нагнетательных труб
iJJ с наземным сборным резервуаром. Рабочая жидкость по колонне
' подъемных труб 1 подводится только в нижнюю полость силового
Цилиндра. Если на дифференциальный поршень 3 действует только
1 Гидростатическое давление столбов жидкости в колоннах насосных
[Труб, то поршни будут перемещаться вниз, так как давление
; U4 Ид кости на поршни сверху больше давления, действующего
\ ©низу. При отсутствии рабочего давления в колонне подъемных
: Труб / поршни всегда будут стремиться занять крайнее нижнее
' положение. Во время хода поршней вниз жидкость из скважины
По обсадной колонне 9 через .всасывающий клапан 8 заполняет
Верхнюю полость Ъ цилиндра насоса. Для перемещения поршней
Йнорх (рис. 8, II) рабочая жидкость наземным силовым насосом
По колонне труб 1 закачивается в нижнюю полость д силового
цилиндра. При движении поршней вверх всасывающий клапан
4 насоса закрыт, а нагнетательный 7 открыт — происходит нагне-
тание добытой из скважины жидкости через канал б и колонну
ЭДц*.иг.и1лх труб 11 в наземный сборный резервуар. По достижении
‘ поршнями крайнего верхнего положения подача рабочей жидкости
ЯОД давлением в полость д должна прекращаться, т. е. силовой
' Ийгос должен быть отключен или переключен наземным распре-
ДОЛ игольным механизмом иа все то время пока поршни переме-
Й^нк’тся вниз. Это один из серьезных недостатков рассматриваемой
.©ХОМы. В этом отношении перед ней имеет преимущество схема
• Эдикта двойного действия, при которой силовой насос нагнетает
‘ рмбпчую жидкость попеременно в верхний и нижний силовой
’ Цилиндры.
5. Рассмотренные схемы насосов с «гидравлической штангой» и
"ру Пн» схемы насосов этого типа имеют общие недостатки. Назовем
|эдпоЛ|пио из них. Управление работой погружного агрегата
‘ЙОНоркиости земли весьма сложно и ненадежно вследствие того,
I снизь между механизмом управления и силовыми органами
ВДч’.тнляется черев столбы жидкости в насосных трубах, высота
врых измеряется тысячами метров. Эти столбы жидкости об ла-
IT большой упругостью и инерцией. Созданные схемы наземных
ХДНнмов управления сложны и с их помощью трудно обеспе-
L Четкую работу погружного агрегата.
№ Тим же причинам к. п. д. установок рассматриваемого типа
ЮЭДЯТ быть высоким. Ведь каждый раз при реверсировании
' ЛОГружиого агрегата необходимо сжимать громадный столб
ТОЙ Жидкости и преодолевать инерционные силы, которыми
©вЛ ИДИОТ.
Р* Учитывая сказанное выше, более или менее удовлетворитель-
ную работу такой установки можно ожидать лишь при необычно
малом число ходов в единицу времени (10—20 ходов в час) и
ЭДЮбычпо большой длине хода поршней (8—10 .и и более). Однако
23
при этом в значительной степени теряется основное достоинство
установок этого типа — простота погружного агрегата. Действи-
тельно, изготавливать и эксплуатировать погружной агрегат,
длина которого составляет несколько десятков метров, очень
сложно.
Нельзя не отметить отрицательного действия на прочность
резьбовых соединений насосных труб периодического многократ-
ного изменения давления в системе в весьма больших пределах.
Это особенно важно вследствие того, что согласно большинству
созданных схем для работы погружного агрегата требуется очень
большое давление рабочей жидкости. В этих случаях глубина
спуска погружных агрегатов резко ограничивается недостаточной
прочностью насосных труб.
Перечисленные выше недостатки насосных установок с «гидра-
влической штангой» послужили причиной того, что последние
до настоящего времени не применяют на практике, хотя известно
несколько схем таких установок и погружных агрегатов.
Более надежная и эффективная работа погружного насоса
может быть обеспечена, если не только механизм управления, но
и силовой цилиндр разместить на поверхности земли над устьем
скважины. В этом случае связь между поршнем, совершающим
возвратно-поступательное движение в силовом цилиндре, и порш-
нем погружного насоса осуществляется посредством колонны на-
сосных штанг. Ход поршней вверх происходит при нагнетании
в нижнюю полость силового цилиндра рабочей жидкости. Ход
вниз совершается за счет веса колонны штанг.
К. п. д. установок с наземным гидравлическим приводом
значительно ниже, чем у других действующих насосных устано-
вок. В состав этих установок входит длинная механическая связь
гидропривода с погружным насосом в виде колонны штанг со всеми
присущими ей недостатками. И несмотря иа это, установки при-
меняются за рубежом для эксплуатации нефтяных скважин
в некоторых случаях. Их преимущество перед обычными станками-
качалками заключается в возможности получения очень большой
длины хода. Так, в применяющихся в настоящее время установках
длина хода достигает 10 м. Это преимущество используется при
эксплуатации глубоких скважин, когда отбор жидкости не может
быть увеличен за счет увеличения диаметра глубинного насоса
вследствие недостаточной прочности штанг. При большой длине
хода отбор жидкости может быть увеличен без увеличения на-
грузки на штанги. К тому же с увеличением длины хода увели-
чивается и коэффициент наполнения насоса в результате уменьше-
ния отношения вредного объема насоса к объему, описываемому
поршнем.
В последние годы в различных странах ведутся работы по созда-
нию диафрагменных погружных агрегатов. Насосная часть
этих агрегатов проста. Она состоит из небольшой камеры с всасы-
вающим и нагнетательным клапанами и упругой диафрагмы,.
24
разделяющей добываемую и рабочую жидкость. Гидропривод
Состоит из плунжерного насоса с очень небольшой длиной хода
И замкнутого в корпусе агрегата, небольшого объема рабочей
Жидкости, воздействующей на мембрану при работе силового
ЖйСОСа.
Привод силового насоса осуществляется от погружного защи-
щенного электродвигателя через коническую зубчатую передачу.
Иось агрегат имеет небольшие габариты и спускается в скважину
МП одной колонне насосных труб. Вместо второй колонны труб
а скважину спускается присоединенный к электродвигателю
специальный электрический кабель, защищенный нефтестойкой
14 полицией и броней.
Достоинствами этого агрегата являются: отсутствие громозд-
кого наземного оборудования (нужна только станция управления),
отсутствие второй колонны труб и защищенность гидропривода
от коррозии и механических примесей, содержащихся в добывае-
мой жидкости.
Однако вместо второй колонны труб требуется дорогой элек-
трический кабель. Производительность диафрагменных насосных
пгрогптоп 1) скважинах небольшого диаметра ограничена, а работо-
способность их, вероятно, будет значительно снижена вследствие
тяжелых условий работы насосных клапанов, делающих очень
большое число циклов в 1 мин.
Трудности, возникшие при разработке и испытании диафраг-
менных агрегатов, сдерживают применение их для эксплуатации
нефтяных скважин.
§ 2. РАБОЧАЯ ЖИДКОСТЬ
Свойства рабочей жидкости, применяемой в гидравлических
Приводах, в значительной степени определяют работу и конструк-
цию гидравлических механизмов. Обычно весьма строго регламен-
тируется вязкость рабочей жидкости, которая должна быть опти-
мальной для гидропривода данного типа и данных условий работы,
то к как при малой вязкости могут быть слишком велики ее утечки,
Что отразится на режиме работы механизма, а при большой вяз-
кости будут слишком велики потери на трение жидкости. Чаще
Мсого в качестве рабочей жидкости применяется очищенное мине-
ральное масло. Во всех случаях стремятся применять жидкости,
имеющие пологую кривую зависимости вязкости от температуры.
В некоторых случаях с этой целью в качестве рабочей жидкости
МСВольэуются специальные смеси или кремнеорганические соеди-
ни I НЯ.
Рабочая жидкость или ее примеси не должны выделять паров
При рабочей температуре. С этой целью минеральные масла выби-
раются с высокой температурой вспышки, так как у этих масел
И пыдоление паров происходит при более высокой температуре.
Выдал опию паров способствует также присутствие в масле воды.
25
Жидкость обязана быть химически стойкой и не должна вызы-
вать коррозию механизмов и трубопроводов. Она не должна
также содержать ьшл ©образующих жиров, которые образуют пену,
и поглощать воздух, что может привести к неравномерному движе-
нию силовых органов.
Жидкость должна иметь низкую температуру застывания и
обладать хорошей смазывающей способностью. Жидкость не
должна содержать механические примеси, которые могут нарушить
нормальную работу гидропривода.
До недавнего времени считали, что рабочие жидкости, приме-
няемые в гидроприводах, являются практически несжимаемыми.
Как видно из вышесказанного, к рабочей жидкости гидроприводов
предъявляются весьма высокие требования и поэтому подбирают
ее для определенных условий работы очень тщательно.
Требования к качеству рабочей жидкости, перечисленные
выше, имеют особенно большое значение для рабочей жидкости,
применяемой в приводе погружных гпдропоршневых насосных
агрегатов, потому что жидкостные звенья в системе гидропривода
в данном случае очень велики.
Особенностью погружных гидропоршневых насосных уста-
новок является использование в них в качестве рабочей
жидкости нефти, извлекаемой из скважины, в которой работает
погружной агрегат. В результате этого свойства рабочей жидкости
определяются главным образом свойствами жидкости извлекае-
мой из скважины. Вследствие того, что объемы рабочей жидкости,
используемой в установках, очень велики, подготовка ее с целью
придания нужных свойств затруднительна, а иногда и невозможна.
Приведем краткую характеристику некоторых нефтей двух
нефтяных районов.
Как известно, нефти представляют собой смесь углеводородов.
Но в состав их обычно входят также сернистые, кислородные и
азотистые соединения, образующие смолистые вещества нефтей.
Сернистые соединения, а также сероводород, содержащийся
во многих нефтях, вызывают коррозию металлов. В нефтях содер-
жатся также в различных количествах твердые углеводороды —
парафины и церезины, которые при эксплуатации нефтяных
скважин отлагаются на Стенках труб.
По составу нефти различных месторождений, а иногда и одного
месторождения, но различных горизонтов, резко различаются
между собой.
Согласно классификации, принятой в СССР (ГОСТ 912-46),
нефти делятся на два класса: малосернистые (содержание серы
в нефти не превышает 0,5%) и сернистые. В зависимости от содер-
жания смолистых веществ в мазуте каждый из этих классов де-
лится на подклассы: малосмолистые (менее 18%), смолистые
(18—35?о) и высокосмолистые (более 35%). По содержанию пара-
фина нефти каждого из подклассов делятся на малопарафиновые,
парафиновые и высокопарафиновые, что определяется по застыва-
26
|ИЮ масляных фракций: при температуре —15° С, от —15 до
Ч-21Г С и выше 20° С, соответственно.
Особенно большим разнообразием нефтей отличается Бакин-
RMi'i нефтяной район. Даже на одном месторождении в зависи-
Octii от глубины залегания нефти значительно отличаются по
ВДоржаншо парафина, смолистых веществ, бензиновых и кероси-
нных фракций, а следовательно, по удельному весу и вязкости.
Для примера в табл. 1 приведены характеристики некоторых
•фтой Сураханского месторождения [91.
Таблица 1
Характеристики нефтей Сураханеких месторождений
Сирт нефти	Удельный вес при 20° С	Вязкость ВУ6о	1		Температура засты- вания, °C	О со		Содержание, %					
								смол акцизных 1	^сернокислотным способом)	а а ►& rt rt И	X. о 1	серы общей	асфальтенов
						с с S с tj ь К							
			I Температур	ки в заиры тигле, °C									
Отбориня . . .	0,850	1,92	+ 15		От —8 ДО —20	0,090		8,0		3,6- 6,0	0,56	0,12	0,080
ббмкноиенпая	0,865	2,62	+19		От —14 до—20	0,031		10,0		2,0	0,80	0,19	0,027
Мы'ляиая . .	0,887	3,60	+12		—20	0,090		21,0		0,5	2,20	0,31	0,096
Общим свойством для нефтей Бакинского района является
Относительно небольшое содержание серы, которое обычно не
Ироны тает 0,3%.
Вязкость этих нефтей чрезвычайно сильно изменяется с изме-
ненном температуры (рис. 9). Если учесть, что наземная часть
^ИДропоршневой насосной установки, находящаяся под открытым
Небом, подвержена влиянию атмосферных условий, то станет по-
битным, как велико может быть изменение вязкости нефти, исполь-
~7омой на установке в качестве рабочей жидкости.
Нефти различных месторождений и различных горизонтов
'ромпого Урало-Волжского района также отличаются по составу,
3 н значительно меньшей степени, чем нефти Бакинского района.
Уличительными свойствами нефтей этого района является боль-
•011 содержание сернистых соединений и значительное содержание
брнфина, смолистых веществ и бензиновых фракций.
Даже в одном месторождении нефти девонских горизонтов
Сличаются от нефтей каменноугольных месторождений меньшим
|0Д(»ржаннем серы и смолистых веществ, но зато содержание ас-
фйльтшюв и парафина в них выше. Вследствие большего содержа-
kN и я девонских нефтях бензиновых фракций вязкость их значи-
№Н>11<1 пиже вязкости нефтей каменноугольной свиты. В табл. 2
27
приведены характеристики нефтей двух горизонтов Туймазинского
месторождения [101.
С изменением температуры вязкость девонских нефтей изме-
няется мало, а вязкость угленосных нефтей изменяется очень
сильно (рис. 10).
Следует добавить, что многие парафинистые нефти при низких
температурах обладают структурной вязкостью вследствие того,
что они содержат во взвешенном состоянии микроскопические
кристаллы парафина. В состоянии покоя структурная вязкость
таких нефтей сильно возрастает.
Рис. 9. Зависимость вязкости нефтей Сурахан-
ского месторождения от температуры.
1— нефть отборная; 2 — нефть обыкновенная; в — нефть
масляная.
Теплоемкость различных нефтей при температурах 0—50° С
изменяется в небольших пределах (0,4—0,5 кал) и обычно умень
шается с повышением удельного веса их [11].
Таблица 2
Характеристики нефтей Туймазинских месторождений
28
'f Удельный вес большинства нефтей находится в пределах 0,75—
1,0.
Как отмечалось выше, на работу гидропривода существенно
ЯЛ инет сжимаемость рабочей жидкости. Относительное изменение
Объема сжатой жидкости при одинаковой температуре и прочих
одинаковых условиях определяется формулой
dV nJ
у- = —Ир,
где V — объем жидкости; р — давление; р — коэффициент сжи-
маемости.
Рис. 10. Зависимость вязкостей нефтей Туйма-
винскОго месторождения от температуры.
1 — нефть девонская: 2 — нефть угленосной свиты
с dgo ~ 0,896; 3 — нефть угленосной свиты с йзо = 0,875
(по данным ЦПИЛ НПУ); 4 — нефть угленосной свиты
cd2o = 0.9167 (по данным ЦНИЛ НПУ).
Коэффициент сжимаемости показывает, на какую долю своего
объема сжимается та или иная жидкость при увеличении давле-
ния на 1 кГ/см2 и измеряется в см2/кГь т. е. в обратных атмо-
сферах.
В общем случае для коэффициента сжимаемости существует
следующее выражение
где индекс t означает температуру, к которой относится коэффи-
циент сжимаемости.
Различные жидкости имеют различные коэффициенты сжимае-
мости, являющиеся для них константами.
29
Экспериментально установлено, что коэффициент сжимаемости
уменьшается с увеличением давления и увеличивается с повыше-
нием температуры жидкости. Он имеет большие значения для
жидкостей малого удельного веса.
Согласно исследованию, проведенному в Аз НИИ ДН [12J,
зависимость коэффициента сжимаемости сепарированных нефтей
от удельного веса d и тем-
пературы t может быть пред-
ставлена в виде эмпириче-
ской формулы
0 (d, t) = [185,3 — 151,44 +
-Н (4,31 —4,508 d) J X
X10—6 см*/кГ.
Рис. 11. Зависимость коэффициента сжи-
маемости Р сепарированных нефтей от
удельного веса d и температуры (по
С. Е. Рошаль и К. В. Виноградову).
X 10“4 см~!кГ, в то время как для г
при температуре 20е С составляет
Графически эта зависи-
мость , определенная для
большого количества нефтей
Бакинского района, пока-
зана на рис. 11.
Установлено, что в интер-
вале давлений от 25 до
500 кПсм* коэффициент сжи-
маемости сепарированных
нефтей практически ие изме-
няется, в то время как при
меньших давлениях зависи-
мость сжимаемости жидкости
от давления, температуры и
других факторов не имеет
ясно выраженной закономер*
иости.
Для большинства пласто-
вых нефтей, насыщенных га-
зом, значения коэффициента
сжимаемости находятся в пре-
делах от 0,6 • 10~4 до 1,8 X
цы коэффициент сжимаемости
020 — 2,7 -10 6 см*/кГ.
Иногда вместо коэффициента сжимаемости пользуются обрат-
ной ему величиной, называемой модулем упругости и измеряемой
в кГ/слг2.
Как видно из приведенных данных, сжимаемость нефтей так
существенна, что пренебрегать ею при проектировании и эксплуа-
тации гидропоршневых насосных установок, в которых она исполь-
30
суется в качестве рабочей жидкости, нельзя, тем более, что сжимае-
мость данной рабочей жидкости может быть значительно повышена
вследствие наличия в ней некоторого количества газа или воз-
духа.
Значительная сжимаемость рабочей жидкости способствует
возникновению колебательных процессов в гидропередаче. Работа,
затрачиваемая на сжатие жидкости, превращается в теплоту и
нагревает рабочую жидкость.
Как уже отмечалось выше, в качестве рабочей жидкости для
гидропоршневых насосных установок используется сырая нефть,
добываемая из скважин погружными агрегатами. Но вместе
с нефтью, насыщенной газом, из скважин часто поднимается зна-
чительное, а иногда и очень большое, количество пластовой воды
и механических примесей. Пластовая вода обычно содержит
большое количество солей и имеет удельный вес больше единицы.
В большинстве случаев пластовые воды вызывают коррозию метал-
ле и.
Несмотря на то, что при подготовке рабочей жидкости прини-
маются меры по удалению из нее воды, некоторое количество
Ноды все же остается. Однако содержание воды в рабочей жидкости
обычно не превышает 5—7%.
Механические примеси состоят главным образом из песка раз-
личной крупности, а иногда и из глинистых частиц. При подго-
товке рабочей жидкости удается в основном осадить более крупные
фракции песка. Значительная часть наиболее мелких фракций
механических примесей остается в рабочей жидкости.
В Бакинском нефтяном районе, где, как правило, вместе
г нефтью из скважины извлекается большое количество воды и
механических примесей, даже после очистки в рабочей жидкости
остается 1,5—2,5 а/л механических примесей.
Положение значительно осложняется тем, что при эксплуата-
ции некоторых скважин на поверхность поднимается не смесь
нефти, воды и механических примесей, а стойкая трехфазная
имульсия, включающая все эти компоненты. Разбивать такую
рмульсию для отделения воды и механических примесей
трудно.
В большинстве случаев нефтяные эмульсии представляют собой
пмульсии типа «вода — нефть», т. е. такие эмульсии, в которых
Мельчайшие капельки воды (внутренняя фаза) диспергированы
п нефти, являющейся внешней непрерывной фазой. Устойчивость
вмульсий зависит от наличия в них третьего вещества — эмульга-
тора, находящегося обычно во внешней фазе эмульсии. Тип эмуль-
сии зависит от того, в какой жидкости эмульгатор лучше раство-
ри отся, диспергируется или смачивается. Обычно эмульгаторами
служат асфальты, смолы или тонкоизмельченпые вещества, хо-
рошо смачивающиеся нефтью. Способы разрушения эмульсий сво-
дится к нейтрализации или уничтожению свойств этих эмульга-
торов. Исследованиями установлено существование тесной связи
31
между характерными особенностями эмульсий, а также ионными
и молекулярными свойствами ее компонентов.
С течением времени стабильность нефтяных эмульсий и их
сопротивление дегидрации увеличивается. Вязкость нефтяных
эмульсий в статическом состоянии чрезвычайно велика. Механиче-
ские примеси в эмульсиях удерживаются настолько прочно, что
выделить их без разбивки эмульсии практически невозможно.
Из изложенного со всей очевидностью следует, что если из
скважины добывается эмульгированная нефть, которая при подъеме
на поверхность смешивается в трубах с отработавшей жидкостью,
поступающей из гидравлического двигателя, то при подготовке
рабочей жидкости эмульсия должна быть разбита. Методы, приме-
няемые для подготовки рабочей жидкости, включающие деэмуль-
сацию нефти, будут описаны в последующих главах.
Все изложенное выше указывает на разнообразие свойств
жидкостей, используемых в качестве рабочих для привода погруж-
ных гидропоршневых насосных агрегатов, различие требований,
предъявляемых к их подготовке. Если в одних случаях для при-
вода можно использовать сырую нефть непосредственно из сква-
жины, то в других — требуется сложная подготовка жидкости
для доведении ее до определенной кондиции.
Выше мы указывали, что для заполнения системы установки гид-
ропоршневого насоса требуется обычно несколько кубических мет-
ров рабочей жидкости (в зависимости от глубины подвески погруж-
ного агрегата). В тех случаях, когда рабочая жидкость не требует
специальной подготовки, запас ее в расходном резервуаре также
можно ограничить несколькими кубическими метрами. Если же
требуется отделение воды, механических примесей или деэмульса-
ция жидкости, объем жидкости, содержащейся в наземном резер-
вуаре или очистных устройствах, определяется требуемой сте-
пенью очистки жидкости и применяемым для этой цели методом,
а также расходом рабочей жидкости.
Расход рабочей жидкости находится в зависимости от требуе-
мой подачи погружного агрегата, причем эта зависимость опреде-
ляется соотношением площадей поршня двигателя и поршня на-
соса. Расход рабочей жидкости может быть равен подаче погруж-
ного агрегата, может быть больше или меньше ее.
Известны случаи [13], когда во избежание установки оборудо-
вания для сложной подготовки рабочей жидкости применяются
установки с замкнутой циркуляцией рабочей жидкости. При этом
в скважину спускаются три колонны насосных труб. По одной из
них к погружному агрегату подается рабочая жидкость, по
другой поднимается отработавшая жидкость, а по третьей — под-
нимается жидкость, добываемая из скважины.
Специфические качества рабочей жидкости, применяемой
в установках гидропоршневых насосов, вызывают дополнительные
требования к конструкции оборудования и к применяемым мате-
риалам.
32
|| 3. СХЕМЫ ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ
Зн последние 30 лет в Советском Союзе и за рубежом 114 J
IQ предложено немало различных схем погружных бесштанго-
С ппсосон с гидроприводом. Значительная часть предложенных
м имела те или иные недостатки, затруднявшие или делавшие
оаможпым практическое их применение.
В этом разделе мы рассмотрим лишь типичные схемы иогруж-
X гидропоршневых насосных агрегатов, перспективных или
вменяемых на практике в Советском Союзе.
Агрегат дифференциального действия
Первыми в нефтедобывающей промышленности Советского
С|Но:ш на практике применили гидропорганевые насосные агрегаты
дифференциального действия (рис. 12). Характерной особенностью
Погружных агрегатов, выполненных по этой схеме, является то,
Что для выполнения одного двойного хода вверх и вниз поршня 6
Двигателя расходуется количество рабочей жидкости, равное
объему, описываемому поршнем двигателя, а подача погружного
Насоса за один двойной ход равна объему, описываемому поршнем
J2 насоса. При этом рабочая жидкость в течение всего цикла
рпботы двигателя имеет доступ в полость цилиндра двигателя,
расположенную под поршнем, и оказывает давление на нижний
•город поршня с площадью, равной разности площадей сечения
Поршня 6 и штока 7. Всасывание погружным насосом жидкости
ни скважины производится за половину двойного хода — хода
II верх, а нагнетание этого объема жидкости происходит в два
Приема: при ходе вниз в количестве, равном объему, описывае-
мому штоком, и при ходе вверх в количестве, равном разности
объемов, описываемых поршнем насоса и штоком.
Гидравлический двигатель приводится в действие следующим
образом. Рабочая жидкость под давлением непрерывно поступает
По колонне насосных труб Г к гидравлическому двигателю. Через
Приемный фильтр 1 обратный клапан 3, каналы а, в и окна б, ж
опп проходит в полость щ цилиндра двигателя 5, расположенного
под поршнем. Если основной золотник 8 находится в нижнем
Положении, как это показано на рис. 12,1, то рабочая жидкость
через каналыц,чъ окна х,ю,я имеет возможность пройти в полость
цилиндра а, расположенную над поршнем двигателя. Все полости
тпдропоршневого агрегата, находящиеся под давлением рабочей
жидкости при нижнем положении золотника, на рис. 12,1 обозна-
чены соответствующей условной штриховкой. Таким образом,
и этом случае на поршень двигателя с двух сторон действует
Примерно равное давление жидкости, отличающееся лишь на вели-
чину гидравлических потерь в окнах и каналах между двумя
полостями цилиндра. Однако в верхней полости давление жидкости
передается на весь торец поршня, а в нижней полости — лишь на
3 А. С. Казак.
33
кольцевую площадку, равную ра зности площадей сечений поршня
и штока. Следовательно, сила воздействия рабочей жидкости на
поршень двигателя сверху будет больше, чем снизу. Под действием
разности этих сил поршень будет перемещаться вниз. При этом
вся жидкость из нижней полостиьвытесняется в верхнюю полость
цилиндра.
Реверсирование хода поршня двигателя осуществляется посред-
ством основного золотника S. Управление же работой основного
золотника производится вспомога-
тельным золотником или пилотом,
роль которого в гпдропоршневых
агрегатах, осуществленных по рас-
сматриваемой схеме, выполняет
шток 7. Для этого в верхней и
нижней частях штока-пилота де-
лаются канавки для прохода рабо-
чей жидкости.
Когда поршень двигателя, пе-
ремещающийся вниз, подходит
к крайнему нижнему положению,
шток-пилот, жестко связанный
с поршнем, займет такое положе-
ние, что канавка е, имеющаяся
в верхней части его, будет сооб-
щать между собой нижиюю полость
цилиндра двигателя щ и камеру
золотинка т, как это показано на
рис. 12, II. По этой канавке в ка-
меру золотника устремляется ра-
бочая жидкость. Диаметр нижней
I	п
Рис. 12. Схема гидропоршневого насос-
ного агрегата дифференциального дей-
ствия.
I — ход поршней вниз; II — ход поршней
вверх.
1 — приемный фильтр двигателя; 2 — манжета |
(сваб), уплотняющая погружной агрегат в тру-
бах при подъеме и спуске его; 3 — обратный |
клапан двигателя; 4 — самоуплотняющаяся .
манжета; з — цилиндр двигателя; 6 — пор- 1
тень двигателя; 7 — шток-пилот; 8 — основ-
ной золотник; Р — корпус камеры золотника; ,
10 — сальник; 11 — цилиндр насоса; 12	1
поршень насоса; 13 — нагнетательный клапан; ;
14 — всасывающий клапан; 15 — уплотняю-
щий конус; ic — уплотнительное кольцо;.
П — манжетный сальник седла агрегата: 18— \
обратный клапан седла агрегата; 7.9 — фильтр.
А — погружной агрегат; Б — седло погруж-
ного агрегата; В — посадочный конус наруж-
ной колонны насосных труб; Г — централь-
ная колонна насосных труб; Д — наружная
колонна насосных труб.
34
Золовки золотника болыпе диаметра верхней головки. Соответ-
ственно площадь нижнего торца золотника,подвергающегося давле-
нию рабочей жидкости, больше площади верхнего торца. Давле-
ние рабочей жидкости, действующее на золотник снизу, меньше
вплтия, действующего сверху, только на величину гидравли-
ке к их потерь в канавке пилота.
Л од действием разности сил золотник перемещается в верхнее
Вложение (рис. 12, II). Скорость его перемещения пропорцио-
ИЫиша скорости заполнения рабочей жидкостью камеры золот-
ой кн т, т. е. находится в зависимости от расхода рабочей жидкости,
ритгкающей по верхней канавке вспомогательного золотника.
При своем перемещении золотник перекрывает окно ж, черев
второе вливается рабочая жидкость в верхнюю полость цилиндра
двигателя. Вследствие прекращения поступления рабочей жидко-
сти в верхнюю полость пилиндра двигателя поршень двигателя
Сстцпавливается. Но золотник продолжает свое движение вверх
U пновь открывает окно х. Однако теперь верхняя полость ци-
Дкпдра двигателя через это окно, каналы ц, у, м и окна р, л со-
общается уже с кольцевым пространством н в колонне подъемных
йг-осн ых труб Д , а не с нижней полостью цилиндра двигателя,
(пиление в этой колонне труб слагается из гидростатического
милиция столба жидкости, гидравлических потерь при движении
inдкости в подъемных трубах и противодавления в наземном обо-
удинапии. Это давление будет теперь и в верхней полости цилин-
рп двигателя.
Нп рис. 12, II все полости погружного агрегата, находящиеся
|Д от им давлением, при верхнем положении золотника обозна-
iii.i соответствующей условной штриховкой. Рабочая жидкость
ПТ(»М случае имеет доступ только в нижиюю полость цилиндра
1И1‘пт(Ч!эт. Вследствие того, что давление жидкости в верхней
мки’тн цилиндра двигателя теперь значительно меньше давления
Линии жидкости, сила, действующая на поршень двигателя
|Ииу, будет больше силы, действующей сверху. Под действием
IhiincTii сил поршень двигателя перемещается теперь вверх.
УрпПотавшая жидкость из верхней полости цилиндра двигателя
грин «некая, ю, ж, р, л и каналы ч, ц, у, лг. выбрасывается в коль-
ШоП капал н подъемных насосных труб Д, смешиваясь по пути
П|м’долах гидропоршневого агрегата с жидкостью, откачивав-
1Й погружным насосом из скважины.
Поршень двигателя поднимается вверх вместе со штоком-
IflOTuM, причем верхняя канавка е выходит из пределов камеры
«^Ютп п кп. При дальнейшем движении поршня объем жидкости,
Цшичонпом в камере золотника, остается полностью изолирован-
ММ) тик как шток-пилот, проходящий через камеру и золотник,
Сопряжении с золотником уплотняется, а ниже камеры он
ИЯитинотся в сальнике 10. Давление в камере золотника при этом
ЙЙ1<1 но диплопия рабочей жидкости, так как площадь нижнего
9(фцн Польше площади верхнего торца золотника. Но это давление
Л*
35
больше давления столба жидкости в трубах. Очевидно, что во избе-
жание проседания золотника утечки жидкости из замкнутой камеры
волотника допустимы очень небольшие. Золотник остается запер-
тым жидкостью в верхнем положении до тех пор, пока поршень
не подойдет к крайнему верхнему положению. В этот момент
в пределы камеры золотника входит часть штока-пилота, на кото-
рой расположена нижняя канавка з, сообщающая камеру с по-
лостью погружного агрегата, где действует давление, равное
давлению в кольцевом канале подъемных насосных труб. По-
скольку это давление значительно ниже давления в камере золот-
ника, отработавшая жидкость из последней под действием пере-
пада давлений по канавке вытекает из камеры и присоединяется
к отработавшей жидкости, выбрасываемой из верхней полости
цилиндра двигателя. По мере опорожнения камеры золотник
перемещается в нижнее положение. При своем движении он пере-
крывает окно х, прекращая тем самым истечение жидкости из
верхней полости цилиндра двигателя. Вследствие этого поршень
двигателя останавливается. При дальнейшем движении золотника
окно х вновь открывается, ио теперь уже через него сообщаются
верхняя и нижняя полости цилиндра двигателя. Поршень будет
перемещаться вниз, и весь цикл работы гидравлического двига-
теля повторится.
Поршень 12 погружного насоса, жестко связанный штоком
с поршнем двигателя, вместе с ним совершает возвратно-поступа-
тельное движение. При ходе поршня вверх происходит всасыва-
ние жидкости из скважины (рис. 12, II) в цилиндр насоса 11.
Жидкость проходит в нижнюю полость цилиндра через приемный
фильтр 7Р, обратный клапан 18 седла Б агрегата и всасывающий
клапан 14 насоса.
При ходе поршня вниз (рис. 12,I) всасывающий клапан
закрывается, а нагнетательный клапан 13 погружного насоса
открывается, и жидкость из цилиндра насоса через открытый
клапан, канал о и окно с выбрасывается в подъемные насосные
трубы в количестве, равном объему, описываемому штоком.
Остальное количество пластовой жидкости нагнетается при ходе
поршня вверх.
При ходе поршня вниз обратный клапан 18 не работает. По-
этому он условно показан на схеме (рис. 12,I) в открытом положе-
нии. Иногда верхний упор клапана делают из постоянного магнита
для удержания шарика в верхнем положении. От магнита его может
оторвать и посадить на седло лишь струя жидкости, устремляю-
щаяся при выпрессовке гидропоршневого агрегата из седла через
клапан и направленная сверх у вниз.
Рассматриваемый агрегат А относится к типу «сбрасываемых»
или «свободных». Величина наружного диаметра его ограничена
размером насосных труб, в колонну которых он сбрасывается.
Седло же Б погружного агрегата может иметь значительно больший
диаметр. Поэтому в рассматриваемой схеме для размещения неко-
36
торых каналов (в, ч) гидравлического двигателя используется
седло. Этим объясняется необходимость установки на корпусе
сбрасываемого агрегата самоуплотняющихся резиновых манжет
4, при помощи которых разобщаются различные каналы и полости.
Раструбы манжет направляются в стороны, противоположные
действующим перепадам давления.
Уплотнение сбрасываемого агрегата в седле производится
также при помощи конического наконечника 15 и круглого уплот-
нительного кольца 16. Уплотнение седла Б в посадочном конусе
Б с хвостовиком достигается также самоуплотняющимися манже-
тами 17. Благодаря наличию этого уплотнения и обратного кла-
пана 18 возможны заливка насосных труб и проведение спуско-
подъемных операций со сбрасываемым агрегатом, так как они
предотвращают утечку жидкости из насосных труб в сква-
жину.
Обратные клапаны 3 и 18 закрываются, как только погружной
агрегат прекращает работу. При выпрессовке сбрасываемого
агрегата из седла и подъеме его жидкостью на поверхность обрат-
ный клапан 18 закрывает выход в скважину, а клапан 3 ие позво-
ляет жидкости пройти через каналы агрегата в колонну насосных
труб над ним.
В верхней части сбрасываемого агрегата установлена большая
резиновая манжета (сваб), которая, плотно прижимаясь к стенкам
труб, также не позволяет жидкости обтекать сбрасываемый агрегат.
В результате давления, оказываемого жидкостью на агрегат
снизу, создается подъемная сила, при помощи которой он с боль-
шой скоростью по трубам поднимается на поверхность. Скорости
подъема и спуска сбрасываемого агрегата находятся в прямой
зависимости от расхода рабочей жидкости при проведении этих
операций. Давление, необходимое для создания подъемной силы и
преодоления сил трения при движении агрегата, обычно очень
невелико.
Рассмотренный нами гидропоршневой насосный агрегат может
эксплуатироваться в скважинах не только при наличии двух
коаксиальных колонн насосных труб, но и при одной колонне
насосных труб с пакером (см. рис. 5), а также при двух парал-
лельных колоннах насосных труб (см. рис. 4). В этом случае
схема седла должна быть изменена.
Большим достоинством рассматриваемой схемы наряду с ис-
пользованием принципа свободного сбрасывания агрегата является
ее простота (минимальное количество подвижных уплотняемых
соединений, минимальное количество пересечений каналов для
прохода жидкости, простые клапанные узлы), дающая возмож-
ность найти также и простейшие конструктивные решения, обе-
спечивающие технологичность конструкции. Именно благодаря
этим достоинствам первыми в Советском Союзе практическое при-
менение получили гидропоршневые агрегаты, выполненные по
рассмотренной схеме.
37
Наряду с отмеченными основными достоинствами схема имеет
и недостатки, главные из которых — ограниченная подача при
данном диаметре; неуравновешенность; некоторая сложность
седла.
Агрегат дифференциального действия
' с механическим переключением вспомогательного золотинка
Увеличения подачи погружного дифференциального насоса
возможно добиться одним из следующих путей; увеличением числа
ходов, увеличением диаметра поршня насоса, увеличением длины
хода. Однако увеличивать число ходов можно лишь до определен-
ного предела. Основным препятствием этому является ускоренный
износ и разрушение рабочих органов агрегата при большом числе
ходов его.
Увеличение диаметра поршня насоса ограничено небольшими
габаритами погружного агрегата по диаметру. К тому же с увели-
чением диаметра поршня насоса значительно возрастает потребное
давление рабочей жидкости, что затрудняет использование агре-
гатов в глубоких скважинах.
Дальнейшее увеличение подачи погружного насоса возможно
за счет увеличении длины хода поршней, что также ограничивается
габаритными размерами погружного агрегата, но не только по
диаметру, а и по длине его. Дело в том, что с увеличением длины
хода поршней значительно увеличивается длина штока-пилота,
диаметр которого ограничен. При ходе поршневой группы вниз
шток-пилот подвергается действию сил, вызывающих продольный
изгиб его. Следовательно, увеличение длины хода возможно
только в том случае, если одновременно с увеличением длины
штока будет увеличен и его диаметр. Это требование можно выпол-
нить тогда, когда золотниковое устройство, расположенное между
цилиндрами двигателя и насоса, будет перенесено в другое место.
При этом необходимо предусмотреть, чтобы выделение пилота
в самостоятельный орган не вызвало значительного увеличения
длины гидравлического двигателя.
В качестве примера рассмотрим схему тпдропоршневого насос-
ного агрегата, позволяющую выполнить его с относительно боль-
шой длиной хода (рис. 13). В этом агрегате основной 6 и вспомога-
тельный 12 золотники размещены в поршне 3 двигателя. Оя отли-
чается тем, что вспомогательный золотник переключается меха-
нически посредством ударов об упоры 2 и 7 в крайних положениях
поршня двигателя с последующей гидравлической фиксацией его.
Управление переключением основного золотника осуществляется
вспомогательным золотником гидравлически, что обеспечивает
пуск двигателя при любом положении поршней и золотников,
а также устойчивый режим работы его.
Работа двигателя осуществляется следующим образом. Рабо-
чая жидкость по каналу с постоянно подводится в нижнюю по-
лость к цилиндра двигателя. При движении поршня двигателя
38
ЙНОрх и подходе его к крайнему верхнему
положению вспомогательный золотник уда-
ряется о верхний Гу пор и перекидывается
И цпжпее положение. При этом открывается
доступ рабочей жидкости в камеру золот-
ника г через окна н ил. Рабочая жидкость
С нысокцм давлением, заполняя камеру зо-
лотника а, перемещает основной золотник
О крайнее верхнее положение, сообщая при
Стом между собой нижнюю к и верхнюю а
Полости цилиндра 1 двигателя через окна в
И б. Вследствие разности площадей торцов
Поршня, подвергающихся давлению рабочей
жидкости (эта разность равна’нлощади сече-
ния штока), он будет перемещаться вниз до
удара вспомогательного золотника о нижний
укор. После удара внизу вспомогательный
золотник, переместившийся в верхнее поло-
жение, сообщает через окна м и л камеру
золотника г с каналом д, где давление жид-
кости ни?ке и определяется главным образом
гидростатическим давлением столба жидко-
сти в колонне подъемных насосных труб.
Вследствие истечения жидкости из камеры
золотника в каналы с более низким давле-
нием основной золотник переместится в ниж-
нее положение. При этом он закрывает доступ
рабочей жидкости в верхнюю полость ци-
линдра двигателя через окно б, но откры-
вает выход отработавшей жидкости из верх-
ней полости цилиндра двигателя через окна
и каналы б, о, д, ж, е, и в канал з подъем-
ных насосных труб. Поршень двигателя
теперь под давлением рабочей жидкости будет
перемещаться вверх. Отработавшая жид-
кость, смешавшись с добытой, по колонне
насосных труб поднимается на поверхность.
Очередное изменение направления движения
поршня двигателя произойдет после удара
вспомогательного золотника о верхний упор.
Для обеспечения надежной фиксации
вспомогательного золотника в крайних поло-
жениях с помощью давления жидкости диа-
метр верхней головки его по сравнению
с диаметрами других головок выполняется
большим, а полость р через канал п по-
стоянно сообщается с каналом о, давление
жидкости в котором примерно равно гидро-
Рис. 13. Схема гидро-
поршнсвого насосного
агрегата дифферен-
циального действия
с механическим пере-
ключением вспомога-
тельного золотника.
1 — цилиндр двигателя;
2 — верхний упор; з —
поршень двигателя; 4.9—
пружины; 5 —втулка;
С — основной золотник;
7 — нижний упор; 8 —
пустотелый шток; 10 —
сальник; 11 — поршень
насоса; /2 — вспомога-
тельный золотник.
39
статическому давлению столба жидкости в подъемных трубах.
Благодаря этому при ходе поршней вниз вспомогательный золот-
ник давлением рабочей жидкости сверху фиксируется в нижнем
положении. При ходе же поршней вверх вспомогательный золот-
ник давлением рабочей жидкости фиксируется в верхнем поло-
жении. Удары поршня в крайних положениях смягчаются пру-
жинными амортизаторами 4 в 9.
Характерной особенностью данной схемы является постоянно
открытый доступ рабочей жидкости в камеру золотника на протя-
жении всего времени движения поршней вниз. Благодаря этому
основной золотник давлением рабочей жидкости надежно фикси-
руется в крайнем верхнем положении, так как утечки рабочей
жидкости через щелевое уплотнение головки золотника постоянно
пополняются.
Преимуществами рассмотренной схемы являются: 1) возмож-
ность создания погружного агрегата с относительно большой
длиной хода; 2) малое влияние износа золотника на режим работы
погружного агрегата, так как в данной схеме отсутствует камера
золотника с замкнутым объемом рабочей жидкости.
Недостатком схемы является некоторая сложность кцнструк-
тивного решения агрегата и сопутствующие ей технологические
трудности при его изготовлении.
Поршень насоса 11, жестко связанный с поршнем двигателя
3 пустотелым штоком 8, совершает вместо с иим возвратно-посту-
пательное движение. Работа насоса не отличается от работы
насосов, описанных выше.
Агрегат двойного действия
Наиболее действенным путем увеличения подачи погружного
насоса при заданном небольшом диаметре его является при-
менение принципа двойного действия. В этом случае всасывание
и нагнетание жидкости производится как при ходе поршня насоса
вверх, так и при ходе вниз, поскольку одновременно работают
нижняя и верхняя полости цилиндра иасоса.
Рассмотрим одну из схем гпдропоршневого насосного агре-
гата, состоящего из двигателя двойного действия с пилотом
и насоса двойного действия с уравновешивающим штоком
(рис. 14).
Гидравлический двигатель состоит из цилиндра 8, поршня 9
н золотникового распределительного устройства, состоящего из
основного золотника 4 и вспомогательного золотника (штока-
пилота) 6. Поршень двигателя соединен жестко с поршнем на-
соса 16 пустотелым штоком 10, проходящим через сальник 11,
разделяющий цилиндр двигателя и цилиндр насоса 15. Пор-
шень насоса имеет также уравновешивающий пустотелый шток
17, входящий через сальник 18 в специальную камеру7 79. Насос
40
имеет два всасывающих 14, 25 и два нагнетательных 13, 26 кла-
пана.
Гидравлический двигатель имеет обратный клапан 3, который
закрывается при выпрессовке гидропоршневого агрегата сбра-
сываемого типа из седла. Подъему его на поверхность с помощью
жидкости способствует резиновая манжета 2, плотно прилегаю-
щая к внутренней поверхности труб.
_ Седло гидропоршне-
вого агрегата состоит из
нижней части, включаю-
щей в себя приемный
фильтр 24, манжетное
уплотнение 22, обрат
ный клапан 23, и двух
труб, соединенных спе-
циальными муфтами 12
и 27. В этих муфтах
. размещаются три не-
подвижные манжетные
уплотнения. В нижней
части насос уплотняется
с помощью конуса 20 и
резинового кольца 21.
Рис. 14. Схема гидронорт-
невого насосного агрегата
двойного действия.
1 — ход вниз; II — ход ввср»;
жидкость, находящаяся под дей-
ствием: III — рабочего давле-
ния; IV — избыточного гидро-
статического давления, V —
забойного давления.
1 — фильтр двигателя; 2 — сваб;
з — обратный клапан двигателя;
4 — основной золотник; 5 —
втулка; 6 — вспомогательный
золотник; 7 — втулка; 8 — ци-
линдр двигателя; S — поршень
двигателя; 10 — пустотелый си-
ловой шток; 11 — сальник;
13, 14, 23, 2€ — клапаны; 13 —
цилиндр насоса; 16 — поршень
нас«х?а; 17 — уравновешиваю-
щий шток; 18 — салышк; 10 —
камера уравновешивающего
штока; 20 — уплотняющий ко-
нус; 21 — уплотнительное коль-
цо; 22 — манжетный сальник
седла агрегата; 23 — обратный
клапан седла агрегата; 24 -
фильтр; 12, 27 — муфты.
А — посадочный конус наруж-
ной колонны насосных труб.
Б — седло погружного агрегата.
В — погружной агрегат; Г —
наружная колонна насосных
труб; Д — центральная колонна
насосных труб.
41
Подвод рабочей жидкости высокого давления к гидравли-
ческому двигателю осуществляется по колонне насосных труб Д,
подъем на поверхность отработавшей и добытой жидкости —
по кольцевому пространству между колоннами труб Г и Д. По-
лости колонн труб со скважиной разобщаются манжетным уплот-
нением 22 и обратным клапаном 23, причем уплотнение осуще-
ствляется в посадочном конусе А, спускаемом на наружной ко-
лонне насосных труб Г.
Ход поршневой группы вниз осуществляется следующим
образом (рис. 14, I). При верхнем положении основного золот-
ника рабочая жидкость, находящаяся под давлением, равным
давлению столба жидкости в скважине плюс давление, создавае-
мое наземным силовым насосом, через фильтр 1, обратный кла-
пан 3, каналы а, в поступает в верхнюю полость р цилиндра дви-
гателя и передает давление на кольцевую площадь поршня (без
площади штока-пилота). В нижней полости е цилиндра двига-
теля и в камере 19 в это время имеется отработавшая жидкость,
находящаяся под давлением лишь столба жидкости в подъемных
трубах. Под действием давления рабочей жидкости поршень
перемещается вниз. Отработавшая жидкость из камеры 19 и
полости е через каналы и окна н, д, с, у, ф вытесняется в коль-
цевое межтрубное пространство и по нему поднимается на по-
верхность. Туда же из нижней полости ж цилиндра насоса через
нагнетательный клапан £6 и окно и вытесняется добытая из сква-
жины жидкость.
При движении вниз жидкость из скважины через фильтр 24,
обратный клапан 23, канал з и всасывающий клапан 14 посту-
пает в верхнюю полость цилиндра насоса.
Основной золотник 4 имеет Фри головки: две нз них одинако-
вого диаметра, а одна (верхняя) — меньшего. Вспомогательный
золотник 6 представляет собой шток, жестко связанный с пор-
шнем двигателя. В верхней и нижней частях его имеются
канавки б, г.
При ходе поршневой группы вниз основной золотник фикси-
руется в верхнем положении благодаря тому, что площадь ниж-
ней головки его больше площади верхней, на которую действует
давление рабочей жидкости, а камера под нижней головкой золот-
ника замкнута. Но при движении шток-пилот 6 не соприкасается
с основным золотником, а уплотняется во втулке 5.
При подходе поршней к крайнему нижнему положению верх-
няя канавка б сообщает между собой полости тир. Вслед-
ствие того, что давление в полости р больше, чем в полости т,
жидкость из первой перетекает во вторую, и золотник 4 пере-
мещается вниз, уплотняясь при этом по наружной поверхности
втулки 5. После переключения золотника в нижнее положение
(рис. 14, II) рабочая жидкость по каналу д устремляется в ниж-
нюю полость е цилиндра двигателя и, действуя на поршень
снизу, перемещает его вверх. Отработавшая жидкость из полости о
42
через каналы и окна в, с, у, ф вытесняется в кольцевое простран-
ство и поднимается по нему на поверхность. В это же простран-
ство вытесняется через нагнетательный клапан 13 добытая
жидкость из полости м. При ходе вверх происходит всасывание
жидкости из скважины в полость ж.
Через канал н и отверстие л осуществляется смазка тру-
щихся поверхностей поршня и цилиндра насоса.
При подходе поршневой группы к крайнему верхнему поло-
жению канавка е сообщает полость р с каналом п, в котором
находится рабочая жидкость. Рабочая жидкость, действуя на
нижнюю головку золотника, поднимает его вверх и заполняет
всю камеру р (рис. 14, /).. После этого рабочая жидкость
устремляется в верхнюю полость цилиндра двигателя, и весь
цикл движения повторяется.
Если штоки и пилот имеют одинаковый диаметр, то при этой
схеме расход рабочей жидкости и подача погружного насоса
при ходе вниз и вверх будут одинаковы. Незначительно будет
отличаться и давление рабочей жидкости при ходе вниз и вверх.
Мы рассмотрели схему гидропоршневого насосного агрегата В
свободного типа. В отличие от рассмотренных ранее дифферен-
циальных агрегатов свободного типа седло Б агрегата имеет
более простую конструкцию, так как все каналы гидравличе-
ского двигателя размещены внутри сбрасываемого агретата. Седло
состоит из двух труб, двух специальных муфт 12, 27 и конуса с об-
ратным клапаном 23, манжетным сальником 22 и фильтром 24.
Рассмотренный гидропоршневой насосный агрегат может ра-
ботать в скважинах, оборудованных не только двумя концентрич-
ными колоннами насосных труб или одной колонной труб и
пакером (см. рис. 5), но и в скважинах, оборудованных двумя
параллельными колоннами насосных труб (см. рис. 4), при соот-
ветствующем изменении схемы седла.
Основные достоинства схемы: 1) погружной насос двойного
действия может обеспечить большую подачу по сравнению
с дифференциальным насосом при тех же габаритах; 2) погруж-
ной агрегат двойного действия по сравнению с дифференциаль-
ным агрегатом в общем случае может быть выполнен более урав-
новешенным с более равномерной подачей и расходом рабочей
жидкости при ходе вниз и вверх, что улучшает энергетические
и эксплуатационные показатели его; 3) возможность получения
сравнительно простого (для агрегата двойного действия) решения
конструкции.
Основным недостатком схемы является сложность конструк-
тивного решения и связанные с этим технологические трудности.
В настоящее время разрабатывается гидропоршневой насос-
ный агрегат двойного действия с большой длиной хода, схема
которого позволяет при сравнительно простом конструктивном
решении обеспечить полную уравновешенность (симметричность
цикла работы).
43
Успешно проходит испытание в промысловых условиях гидро-
поршневой насосный агрегат с дифференциальным двигателем
и насосом двойного действия.
§ 4. ОБЛАСТЬ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ
Область применения гидропоршневых насосных агрегатов
определяется не только технически возможными параметрами,
но также спецификой, техническими и экономическими пока-
зателями их эксплуатации в тех или иных конкретных
условиях.
Расширение области применения и увеличение объема внед-
рения в значительной степени определяются направлением раз-
вития новых научно-обоснованных экономических методов раз-
работки нефтяных месторождений и экономичных способов бу-
рения.
Одним из важнейших факторов при решении вопроса о выборе
эксплуатационного оборудования является его эффективность.
Гидропоршневыо насосные агрегаты, являясь объемными маши-
нами, имеют самый высокий к. п. д. среди всех известных погруж-
ных глубинных насосов, могут создавать очень большие напоры,
но в то же время имеют ограничения в подачах. Однако если
рассматривать область их применения с точки зрения технически
достижимых параметров, то она является очень обширной. На-
пример, гидропоршневые насосные агрегаты, уже выпускаемые
промышленностью США, позволяют эксплуатировать скважины
большой глубины с дебитами от нескольких кубических метров
в сутки до 294 м3!сутки.
Имеются технические возможности дальнейшего расширения
этой области. Так, например, фирмой Кобе выпускались агре-
гаты с подачей до 700 м?!сутки.
При выборе типа эксплуатационного оборудования необхо-
димы тщательный анализ особенностей его эксплуатации в дан-
ных конкретных условиях, оценка преимуществ и недостат-
ков.
Гидропоршневые насосные агрегаты имеют ряд больших
преимуществ перед другими типами оборудования и для эксплу-
атации скважин, но ость у них и недостатки. Как преимущества,
так и недостатки неодинаково проявляются в различных усло-
виях эксплуатации.
Если рассматривать эффективность применения гидропор-
шневых насосных агрегатов в наиболее распространенных в настоя-
щее время вертикальных скважинах диаметром 6" лишь с точки
зрения параметров, то достаточно четкая картина вырисовы-
вается лишь в определенных пределах. Совершенно бесспорны
их преимущества перед другими видами оборудования, приме-
няемыми для эксплуатации глубоких и очень глубоких скважин
44
г. малыми, средними н большими дебитами. Напротив, при экс-
плуатации вертикальных скважин диаметром 6" средней и
небольшой глубины с большими и очень большими дебитами,
измеряемыми многими сотнями кубических метров жидкости
и сутки, они уступают погружным центробежным насосам
с электроприводом.
В той области, где не проявляются достаточно четко пре-
имущества применения какого-либо из типов погружных насосов,
необходим технико-экономический расчет, учитывающий про-
пил ение специфических достоинств и недостатков того или иного
вида оборудования в местных условиях. Следует оговориться,
что в любом случае, если имеется возможность, целесообразнее
заменять метод эксплуатации скважин при помощи эрлифта
нм эксплуатацию погружными насосами.
Рассмотрим наиболее важные общие достоинства гидропор-
1Нлевых насосных агрегатов, которые сохраняются при эксплу-
атации скважин любого типа в различных условиях.
Мы уже отмечали выше, что гидропоршневой насосный агре-
гат, являющийся объемной машиной, имеет высокий к. п. д. —
более высокий, чем у всех других известных погружных
насосов или агрегатов. Следует, однако, отметить, что кроме
этого с увеличением глубины динамического уровня в скважине
к. и. д. его не снижается так существенно, как это наблюдается
с к. п. д. оборудования всех других типов, применяющегося
для эксплуатации нефтяных скважин.
Значение этого важного фактора с каждым годом будет еще
больше возрастать, так как семилетним планом развития народ-
ного хозяйства предусмотрено громадное увеличение фонда дей-
ствующих скважин и объема механизированной добычи нефти
из них. Особое значение фактор приобретает по мере обводнения
скважин, так как в этом случае на поверхность вместе с нефтью
приходится поднимать и пластовую воду, причем удельный расход
энергии на 1 тп добытой нефти возрастает во много, а иногда
и в десятки раз. В этих случаях особенно важно своевременно
провести технико-экономический расчет в целях определения
целесообразности эксплуатации скважин тем или иным способом.
К сожалению, такие расчеты далеко не всегда проводятся и
потому в настоящее время в фонде действующих скважин имеются
такие обводненные скважины, оборудованные эрлифтами, экс-
плуатация которых едва ли рентабельна вследствие весьма низ-
кого к, п. д. оборудования и, следовательно, большого удельного
расхода энергии на 1 т добытой нефти. В некоторых случаях
возникает даже сомнение в том, что добытой таким образом
нефти хватит для компенсации энергии, расходованной на ее
добычу.
Таким образом, к. п. д. должен являться одним из решающих
факторов при выборе типа оборудования при прочих равных
условиях.
45
Большим достоинством гидропоршневых насосных агрегатов,
находящихся вне конкуренции, является возможность исполь-
зования рабочей жидкости для максимально возможной меха-
низации весьма трудоемких процессов по спуску в подъему по-
гружных агрегатов из скважин для ремонта нлн замены.
Известно, что даже в районах добычи нефти с благоприятными
условиями эксплуатации средний межремонтный период работы
скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами,
составляет около двух месяцев. В районах с неблагоприятными
условиями эксплуатации средний межремонтный период работы
таких скважин составляет две-три недели. Средний межремонт-
ный период работы скважин, оборудованных погружными центро-
бежными электронасосами или эрлифтами, значительно выше
указанных, однако на ремонт таких скважин затрачивается
больше денег и времени и производить его сложнее.
Подземный ремонт скважин, связанный со спуском и подъе-
мом штанг и труб, является одним из наиболее тяжелых, трудо-
емких и наименее механизированных процессов. Следствием этого-
является чрезвычайно высокая стоимость подземных ремонтов
скважин. Так, в настоящее время стоимость подземных ремонтов
нефтяных скважин исчисляется десятками миллионов рублей
в год. Но дело не только в этом. Нельзя рассматривать только
экономическую сторону вопроса. В данное время более важной
стороной этого вопроса следует призпать необходимость в за-
трате большого исключительно тяжелого физического труда.
При этом следует подчеркнуть, что»работы по ремонту скважин
производятся в открытом поле в любое время года, суток и почти
при любой погоде.
Таким образом, прн решении вопроса механизации спуско-
подъемных операций прежде всего проявляется забота о чело-
веке, об облегчении условий его труда. Но одновременно с дости-
жением этой цели решается также вопрос снижения себестои-
мости добытой нефти. Ведь спуско-подъемные операции штанг
и труб выполняются бригадой, состоящей из трех человек (вклю-
чая тракториста), при помощи тяжелого тракторного подъемника.
В зависимости от глубины скважины и характера оксплуата-
ционного оборудования на ремонт затрачивается времени от
нескольких часов до двух н более суток. Помимо высокой стои-
мости ремонта необходимо учитывать потерю добычи нефти вслед-
ствие простоя скважпп в это время, а также износ резьбовых
соединений дорогостоящих комплектов труб и штапг.
Спуск и подъем из скважины гидропоршневого насосного
агрегата свободного типа может выполняться одним рабочим.
Благодаря небольшому весу агрегата оператор имеет возмож-
ность при помощи легкой тали спустить или вынуть его из ко-
лонны труб без посторонней помощи. Продвижение агрегата
вниз иди вверх по колонне насосных труб производится потоком
рабочей жидкости, подаваемой силовым насосом. В это время.
4G
оператор свободен и может выполнять другую работу. Контроль
за спуском н подъемом агрегата осуществляется специальной
аппаратурой, которая при достижении им устья скважины или
седла может выключить силовой насос.
Скорость движения агрегата в колонне насосных труб зависит
от расхода рабочей жидкости, т. е. от подачи силового насоса.
При достаточной подаче силового насоса скорость подъема до-
стигает 0,5—1,0 .м/сек, а скорость спуска—1,0 м/сек. Так, на-
пример, в нашей практике па подъем агрегата с глубины 2000 м
затрачивалось обычно 30—СО мин, а на спуск его — 25—35 мин.
Таким образом, механизация спуско-подъемных операций при
помощи рабочей жидкости дает большой эффект: максимальное
облегчение тяжелого физического труда, максимальное снижение
стоимости этих операций, резкое сокращение времени простоя
скважин, уменьшение износа резьбовых соединений труб, так
как подъем их производится очень редко (иногда один раз в не-
сколько лет).
В настоящее время взят курс на проведение комплексной
автоматизации нефтяных промыслов. Одпако задачу эту трудно
решить достаточно полно в значительной степени вследствие
того, что автоматически регулировать режим эксплуатации
скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами
и станками-качалками, пока практически невозможно. Поэтому
сейчас при разработке схем автоматизации ограничиваются обычно
контролем параметров и режима работы таких установок.
Режим эксплуатации скважин, оборудованных гидропорш-
нсвыми насосными установками, легко автоматически регу-
лировать. Объясняется это тем, что регулирование откачки
жидкости из скважин достигается изменением подачи рабочей
жидкости к двигателю погружного агрегата, приводящего в свою
очередь к изменению числа его ходов. Регулирование числа ходов
может производиться плавно и в широком диапазоне.
Эту особенность гидропоршневого насосного агрегата можно
с успехом применять в целях точного соблюдения технологиче-
ского режима эксплуатации скважин даже и при отсутствии автома-
тического регулирования. Она с успехом используется для плав-
ного пуска пескопроявляющихся скважин после остановок,
а также для поддержания интенсивности откачки жидкости
на одном уровне по мере износа рабочих органов агрегата. В по-
следнем случае при снижении коэффициента подачи погружного
иасоса вследствие износа рабочих пар постепенно увеличивается
число ходов агрегата. Лишь при значительном снижении коэф-
фициента подачи агрегат поднимается для замены.
Напор гидропоршневого насосного агрегата любого типораз-
мера также может изменяться в очень широких пределах без
существенного изменения эффективности его работы. Напор
погружного насоса, как у всякого объемного насоса, может
установиться любой в зависимости от высоты подъема жидкости
47
и гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Величина
его ограничивается лишь мощностью двигателя и прочностью
всей системы. В «зависимости от иапора погружного насоса уста-
навливается давление рабочей жидкости и наземного силового
насоса. Таким образом, один погружной агрегат может быть
применен для работы с различными напорами, но потребует
при этом различных давлений рабочей жидкости.
В дополнение к этим положительным качествам гидропорш-
невых насосных агрегатов следует добавить, что основные рабо-
чие узлы их легко поддаются унификации. В агрегате одного
типа возможна установка цилиндров двигателя и насоса с раз-
личными соотношениями диаметров. Это позволяет еще больше
расширить область применения каждого типа гидропоршневого
агрегата при сохранении высокой его эффективности.
Возможность плавного изменения основных параметров
подачи и напора в большом диапазоне без существенного
изменения к. п. д. выгодно отличает гидропоршневые насосные
установки от установок погружных насосов других типов.
Большим недостатком установок глубинных штанговых насо-
сов является наличие переменных упругих деформаций длинной
колонны штанг. Это не позволяет точно устанавливать поршень
в цилиндре, вызывает необходимость создания запаса хода для
пего, т. о. большого вредного пространства в цилиндре. Резуль-
татом является значительное снижение коэффициента подачи
глубинного насоса, так как в пластовой жидкости всегда содер-
жится газ. Повышение коэффициента подачи здесь возможно
только за счет увеличения длины хода поршня, так как при этом
уменьшается относительная величина вредного пространства
ио отношению к объему, описываемому поршнем.
Погружные поршневые насосы с гидроприводом нс имеют
этого недостатка. Объединение насоса и двигателя в одном агре-
гате и жесткая связь поршней насоса и двигателя с помощью
короткого штока позволяют обеспечить максимальную эффек-
тивную длину хода поршня насоса и свести до минимума вели-
чину вредного объема в цилиндре.
Одним из важных показателей при сравнении оборудования
различных типов, но одного назначения и с одинаковыми пара-
метрами является его металлоемкость.
Оборудование для эксплуатации скважин при помощи глу-
бинных штанговых насосов или эрлифта отличается очень боль-
ш ой металлоемкостью.
Вес оборудования установок гидропоршневых насосных агре-
гатов в любом случае меньше веса оборудования эрлифтных уста-
новок. Если же его сравнивать с весом оборудования установок
штанговых насосов, то он выше веса последних иа 25—30% в слу-
чае применения схемы с двумя концентричными колонна ми труб,
но ниже на 30—50% в случае применения схемы с двумя парал-
48
дельными колоннами насосных труб или схемы с одной колонной
насосных труб и пакером.
Наименьшей металлоемкостью отличается оборудование уста-
новок погружных центробежных электронасосов. Но здесь боль-
шой удельный вес среди других металлов имеет медь, идущая
на изготовление специального кабеля, по которому подается
электроэнергия к погружному электродвигателю.
Для наглядности приведем некоторые данные о весе метал-
лического оборудования установок при различных способах
эксплуатации скважин (табл. 3).
Таблица 3
Способ эксплуатации	Вес металлического оборудования, т	
	//=1000 М Qr=40 м9} сутки	//— 2000 м Qt=20 м3) сутки
Эрлифт 				70
Штанговый глубинный насос. . . Гидропоршневой насосный агре- гат свободного типа а) с двумн концентричными ко-	24	47
лоннами насосных труб . . . б) с двумя параллельными ко-	32	60
лоннами насосных труб . . . в) с одной колонной насосных	17	31
труб и пакером	 Погружной центробежный электро-	13	24
насос				10	
Из данных табл. 3 видно, что установки бесштанговых на-
сосов отличаются существенно меньшим весом по сравнению
с установками, применяемыми при старых способах эксплуата-
ции, за исключением установки гидропоршневого насосного
агрегата свободного типа с двумя концентричными колоннами
иасосных труб.
Следует, однако, обратить внимание на то, что нами приведены
веса установленного оборудования. Сроки же фактической амор-
тизации этого оборудования существенно отличаются. Известно,
что в установках штанговых насосов очень интенсивно протекает
процесс износа штанг и труб (стенок н резьб). Интенсивность
этого процесса возрастает с увеличением глубины скважин и
отборов жидкости вследствие увеличения нагрузок. Так, напри-
мер, в скважинах при глубине подвески насосов около 2000 м
обычно стремятся не допускать более 6—8 спуско-подъемных
операций с одним комплектом труб во избежание аварии. Осо-
бенно интенсивно штанги и трубы изнашиваются в искривленных
пескопроявляющихся скважинах.
4 А. С. Кавак.
49
В сквалгинах, оборудованных эрлифтами, трубы обычно пре-
ждевременно выходят из строя вследствие коррозии, усиленной
присутствием воздуха.
Нередко срок службы штанг и труб в скважинах, оборудован-
ных глубинными штанговыми насосами и эрлифтами, оказывается
в 5, 10 и даже 20 раз меньше расчетного, а это приводит
к дополнительному расходованию многих тонн и даже десят-
ков тонн дефицитных штанг и труб на каждую скважину
в год.
В гидропоршневых насосных установках не происходит исти-
рания стенок труб, так как отсутствуют штанги. Резьбовые
соединения труб изнашиваются в значительно меньшей степени,
так как трубы поднимаются очень редко.
Коррозия труб невелика, и она может быть еще уменьшена
добавкой в рабочую жидкость ингибиторов.
Таким образом, фактическая металлоемкость оборудования
гидропоршневой насосной установки при любой схеме исполне-
ния значительно ниже металлоемкости оборудования установок
глубинного штангового насоса или эрлифта.
Следует отметить, что в схемах гидропоршневых насосных
установок с двумя параллельными колоннами насосных труб
одна из колонн свинчивается из труб малого диаметра. Вес
колонны этих труб примерно равен весу колонны штанг соот-
ветствующей длины.
В случае применения гидропоршневых насосных агрегатов
трубного типа наружная колонна насосных труб берется такого
же диаметра, как и для штанговых насосов одинакового раз-
мера, а внутренняя колонна может быть свинчена из труб малого
диаметра, вес которых не превышает веса штанг.
При определении данных о металлоемкости установок не
учитывался вес стационарной металлической вышки, соста-
вляющий 12—14 т. Между тем в настоящее время почти на всех
скважинах средней и большой глубины устанавливаются экс-
плуатационные вышки. С их помощью производятся спуско-
подъемные операции при подземном ремонте скважин.
Отказаться от вышек можно лишь в том случае, если под-
земные ремонты скважин производятся редко и могут выпол-
няться при помощи мобильных эксплуатационных агрегатов,
снабженных вышками. Пока условия для ликвидации стацио-
нарных вышек отсутствуют. Но применение гидропоршневых
насосных установок позволяет уже сейчас в ряде нефтяных
районов отказаться от стационарных вышек. Так, опыт
показал, что в восточных нефтяных районах Советского Союза
подземный ремонт скважин, как правило, не требуется в те-
чение нескольких лет. Поэтому для спуска или подъема на-
сосных труб здесь нетрудно применить передвижной эксплуата-
ционный агрегат, использовав для этого лучшее время года, если
пет хороших подъездных путей.
50
Ila скважинах, вышедших из бурения, для спуска насосных
труб может быть использована буровая вышка, которая по окон-
чании работ снимается.
Несколько скважин без станционарных вышек длительное
время с успехом эксплуатируются гидропоршневыми насосными
агрегатами.
Таким образом, исключение вышки из состава стационар-
ного оборудования еще больше снижает металлоемкость комплекта^
оборудования, служащего для эксплуатации скважин гидро-
поршневыми насосными агрегатами.
Однако из приведенных выше данных со всей очевидностью
следует, что в целях значительного уменьшения металлоемкости
и капитальных затрат во всех случаях, когда это возможно,
необходимо стремиться к применению схемы гидропоршневой
насосной установки с одной колонной насосных труб и
пакером или с двумя параллельными колоннами насосных
труб.
Рассмотрим теперь достоинства гидропоршневых насосных
агрегатов, проявляющиеся особенно полно в тех или иных спе-
цифических условиях эксплуатации.
Эксплуатация глубоких скважин. Оста-
новимся прежде всего на эксплуатации скважин глубоких и сверх-
глубоких. Как известно, эксплуатация таких скважин при по-
мощи глубинных штанговых насосов возможна в весьма ограни-
ченных пределах, главным образом, вследствие недостаточной
прочности штанг и низкого коэффициента подачи. Так, например,
на нефтяных промыслах Баку из скважип с глубиной динами-
ческого уровня около 2000 м удается отбирать жидкости до
20 м3'сутки.
Для эксплуатации скважип большей глубины или с большими
дсбитами приходится применять эрлифт, имеющий низкий к. п. д.
При снижении динамических уровней в скважине эффективность
эрлифта еще больше уменьшается. При низких динамических
уровнях жидкости, когда нельзя обеспечить необходимое погру-
жение лифтовых труб под уровень жидкости, применять эрлифт
также невозможно.
Эксплуатация же таких скважин гидропоршневыми насос-
ными агрегатами не только возможна, но и высокоэффективна.
Таким образом, применение гидропоршневых насосных агрегатов
в этой области эксплуатации находится вне конкуренции. Правда
с увеличением глубины динамического уровня величина воз-
можных отборов жидкости уменьшается, во она все же может
быть достаточно большой.
Эксплуатация наклонно-направленных
скважин. В последние годы все большее применение находит
бурение наклонно-направленных скважин. Объясняется это тем,
что при бурении двуствольных и кустовых скважин значительно
сокращаются капитальные затраты. Особенно большая экономия
4*	51
средств достигается при бурении наклонно-направленных сква-
жин на месторождениях, расположенных в акватории моря или
на территории, труднодоступной для размещения буровых. Од-
нако такие скважины на определенной глубине отклоняются
от вертикали в определенных направлениях, иногда под довольно
большим углом. Период фонтанной эксплуатации искривленных
скважин протекает без особых осложнений. Но после прекраще-
ния фонтанирования эксплуатация наклонно-направленных сква-
жин связана с большими трудностями.
Искривленные колонны насосных штанг в этом случае рабо-
тают в значительно более тяжелых условиях, чем в вертикальных
скважинах. Здесь они подвергаются не только растяжению и
сжатию, но и изгибу. На большом протяжении колонна на-
сосных штанг во время движения значительными нормальными
силами прижимается к стенкам насосных труб. Силы трения при
этом столь велики, что существенно увеличивают время свобод-
ного падения колонны штанг при ходе вниз, ограничивая тем
самым число качаний и подачу глубинного насоса. Но самым
большим злом является быстрое истирание штанг и труб.
При особо неблагоприятных условиях аварийное истирание
их происходит даже за одни сутки [15]. Известны случаи, когда
по этой причине механизированная эксплуатация искривленных
скважия является вообще невозможной или нерентабельной.
Спуск в искривленные скважины погружных центробежных
электронасосов очень затруднен вследствие повреждения или
обрыва кабеля. При обрыве кабель в скважине образует сальники,
н ловильные работы в этом случае чрезвычайно осложняются.
В отличие от других механизированных способов эксплуата-
ция искривленных скважин с помощью гидропоршневых на-
сосных агрегатов протекает обычно без всяких осложнений.
Агрегаты работают так же успешно, как и в вертикальных сква-
жинах. Спуско-подъемные операции тоже не вызывают затруд-
нений.
Таким образом, и при эксплуатации искривленных скважин
любой глубины гидропоршневые насосные агрегаты имеют паи-
лучшие показатели работы по сравнению с погружными насосами
других типов.
Эксплуатация скважин с большим со-
держанием парафина в нефти. Большинство неф-
тей новых крупнейших месторождении содержит значительное
количество растворенного парафина. При подъеме нефти из сква-
жины на поверхность по мере уменьшения абсолютного давления
из нее выделяется газ. Одновременно с выделением газа и сни-
жением температуры из нефти выделяется парафин и отклады-
вается на стенках подъемных насосных труб. Чем ближе к устью
скважины, тем более толстый слой парафина откладывается на
стенках труб. Если своевременно не принять мер, то отложения
парафина могут полностью закрыть проходное сечение труб.
52
Существует несколько способов борьбы с отложением парафина
| на стенках подъемных труб [16], но все они недостаточно совер-
г шенны и эффективны, требуют затрат большого количества
средств и труда. Особенно много забот доставляет эксплуата-
! ционникам восточных нефтяных районов борьба с отложениями
I. парафина в суровое зимнее время года.
I Между тем опыт эксплуатации скважин, дающих парафини-
. стую нефть, при помощи гидропоршневых насосных агрегатов
показал, что при этом способе эксплуатации иа стенках подъемных
' труб откладывается очень мало парафина. Объясняется это тем,
что жидкое гь, добываемая из скважины, уже в пределах погруж-
ного агрегата смешивается с • рабочей жидкостью, содержащей
очень небольшое количество газа и меньшее, чем в добываемой
' жидкости, количество парафина, причем снижается давление
насыщения ее. Но даже в том случае, если в пластовой нефти
содержится очень много парафина н он будет откладываться на
стенках подъемных труб, борьба с отложением парафина при
эксплуатации скважин гидропоршневыми насосными агрегатами
не представляет большого труда.
Наиболее простым и эффективным способом является очистка
труб от парафина специальными парафиновыми растворимыми
пробками. С помощью рабочей жидкости эти пробки прогоняются
через колонну насосных труб, счищая с ее стенок парафин. В ниж-
ней части скважины парафин в трубах обычно не откладывается.
Нефть имеет здесь более высокую температуру, находится под
большим давлением и содержит большее количество газа. В этой
зоне парафиновые пробки растворяются.
Борьба с отложением парафина возможна также с помощью
прокачки подогретой рабочей жидкости через колонну подъемных
труб н другими способами.
Полное или частичное устранение забот и расходов, вызы-
ваемых отложением парафина в трубах, по отзывам работников
нефтедобывающих промыслов является большим достоинством
гидропоршневых насосных установок.
Эксплуатация морских месторождений
со свайных оснований. Наземное механическое обо-
рудование гидропоршневых насосных установок отличается ма-
логабаритностью и достаточно хорошей уравновешенностью.
Эта особенность его имеет большое значение в некоторых
специфических условиях эксплуатации. Так, например, мало-
габаритное оборудование легко укрыть в маленькой недорогой
будке, защитив его от буранов, часто бушующих в восточных
районах и служащих иногда причиной выхода из строя электро-
оборудования. Но особенно важное значение малогабаритность
и уравновешенность наземного оборудования имеют при эксплу-
атации морских скважин, пробуренных с эстакад или отдельно
стоящих свайных оснований. Действительно, установка громозд-
ких, тяжелых и недостаточно динамически уравновешенных
53
станков-качалок на искусственных свайных основаниях практи-
чески невозможна, тем более, что морские скважины бурятся
кустами и устья их расположены очень близко друг к другу.
Установка на искусственных основаниях громоздких н доро-
гих компрессорных станций для малоэффективного эрлифтного
способа добычи представляет большие трудности н нецелесооб-
разна.
Применение в наклонио-направленных скважинах бесштанго-
вых погружных центробежных электронасосов затруднено по
указанным выше обстоятельствам.
В противоположность этому, все сказанное выше о гидропорш-
невых насосных установках указывает на пользу применения
их для эксплуатации морских нефтяных скважин.
Такое обстоятельство, как размещение морских скважнн
кустами по 8—20 штук, способствует повышению экономичности
гидропоршне вых насосных установок, так как при этом значи-
тельно снижаются капитальные затраты на оборудование груп-
повых установок и эксплуатационные затраты в связи с облег-
чением обслуживания.
Следует также отметить, что если к искусственному основа-
нию не подведена электроэнергия, то для привода силовых на-
сосов установок легко могут быть использованы газомоторы.
Эксплуатация скважин малого диаметра.*
Как известно, бурение нефтяных скважин связано с чрезвычайно
большими капитальными вложениями средств. В целях снижения
стоимости бурения постоянно совершенствуются техника и тех-
нология этого процесса. Однако средняя стоимость проходки
одной скважины не только пе уменьшается, а, напротив, увели-
чивается. Объясняется это непрерывным ростом средней глубины
эксплуатационных скважин.
Стремясь к снижению капитальных вложений на проходку
скважин, специалисты по бурению предлагают переходить к буре-
нию скважин уменьшенного и малого диаметров. Скорость буре-
ния таких скважин значительно увеличивается, а расход мате-
риалов и реагентов уменьшается. Особенно важным является
существенное уменьшение металлоемкости скважин за счет умень-
шения диаметра и веса обсадных труб.
В настоящее время уже широко осуществляется переход
на бурение скважии под обсадную б8//* колонну вместо б5/в"
колонны. В дальнейшем намечается переход на массовое бурение
скважин под обсадную 4s/a" колонку и меньше. Однако на этом
пути между специалистами по бурению и специалистами по экс-
плуатации нефтяных скважин возникают противоречия. Причи-
ной их является отсутствие или ограниченные возможности средств
для механизированной эксплуатации скважин малого диаметра.
Поэтому после прекращения фонтанирования эксплуатация сква-
жин малого диаметра связана с большими трудностями, особенно,
если дебиты их достаточно большие. Наиболее неблагоприятно
54
уменьшение диаметра скважины отражается на параметрах и
к. п. д. погружных центробежных электронасосов. По-види-
мому, далеко не во всех случаях можно идти на бурение скважин
малого диаметра.
Однако довольно большой фонд скважин малого диаметра
может с успехом эксплуатироваться при помощи гидропоршне-
вых насосных агрегатов. Правда, применять агрегаты свободного
типа и схемы с двумя колоннами насосных труб можно лишь
в скважинах с обсадной колонной диаметром не менее 53/а"
и с ограниченными дебитами (не более 30 сутки). Но схема
с одной колонной насосных труб и пакером позволяет даже
в скважинах с обсадной 43/4z' колонной применять агрегаты
свободного типа с подачей до 100 мя1сутки. Применение же агре-
гатов трубного типа с пакерами и одной колонной насосных труб
позволит эксплуатировать 48/4" скважины с дебитами до
300 м3/сутки.
Технически возможна эффективная эксплуатация и скважин
еще меньшего диаметра.
Перспективы применения гидропоршневых насосных агре-
гатов для эксплуатации скважин малого диаметра заслуживают
особенно пристального внимания.
Раздельная эксплуатация двух гори-
зонтов в одной скважине. Нельзя не отметить
хорошие перспективы применения гидропоршневых насосных
агрегатов для раздельной эксплуатации двух и более нефтенос-
ных горизонтов в одной скважине. Как известно, применение
для этой цели глубинных штанговых насосов связано с боль-
шими трудностями. То же самое можно сказать об использова-
нии гидропоршневых насосных агрегатов в будущем при уста-
новке в так называемых «вечных» скважинах стационарного
оборудования.
Эксплуатация «п е с о ч н ы х» н сильно об-
водненных скважин. Немаловажным достоинством
гидропоршневых насосных агрегатов является возможность ис-
пользования рабочей жидкости для гидрозащиты цилиндра
и поршня насосной части его от износа и от больших утечек
через зазоры, при эксплуатации пескопро являющихся или сильно
обводненных скважин.
Эксплуатация скважин, дающих очень
вязкую нефть. Среди нефтяных месторождений встре-
чаются такие, которые содержат нефть очень большой вязкости
(порядка нескольких стоксов и даже десятков стоксов). Раз-
работка таких месторождений представляет большие трудности.
Применение глубинных штанговых насосов часто оказывается
невозможным вследствие того, что время свободного паде-
ния штанг при ходе вниз составляет иногда десятки минут
и даже часы. К. п. д. центробежных насосов в этих условиях
снижается до нескольких процентов. Между тем применение
55
гидропоршневых насосных установок для эксплуатации таких
скважин дает возможность проводить подогрев нефти (причем
вязкость ее снижается в десятки раз) и осуществлять доста-
точно эффективную откачку тяжелой нефти из скважин.
Мы рассмотрели большой перечень достоинств гидропоршне-
вых насосных установок. Но, кроме достоинств, эти установки
имеют и недостатки.
Первым недостатком является необходимость спуска в сква-
жину двух колонн насосных труб, вследствие чего увеличивается
металлоемкость и стоимость установки, трудоемкость, продол-
жительность и стоимость подземного ремонта скважин, а также
ограничиваются габариты и конструкции погружных агрегатов.
Лучшим решением в целях устранения этого недостатка является
применение схемы с одной колонной насосных труб и пакером.
Функции второго канала в этом случае выполняет обсадная
колонна. Но такое решение возможно не во всех скважинах.
Непременным условием является исправность и герметичность
обсадной колонны, а также невысокий газовый фактор сква-
жины или возможность значительного погружения агрегата под
динамический уровень. Последнее требование вызвано тем, что
при этой схеме через погружной насос должен проходить весь
газ, поступающий из скважины. Большое содержание свобод-
ного газа в откачиваемой жидкости приведет К значительному
уменьшению коэффициента наполнения погружного насоса.
В тех случаях, когда использование схемы с пакером невоз-
можно или нецелесообразно, применение схемы с двумя парал-
лельными колоннами насосных труб позволит существенно умень-
шить металлоемкость и стоимость установки. Однако применение
этой схемы возможно лишь для агрегатов с подачей до 100 м3/сут-
ки. В остальных случаях необходимо применять схему с двумя
концентричными колоннами насосных труб.
Вторым существенным недостатком установок гидропоршне-
вых насосных агрегатов является необходимость в специальной
подготовке рабочей жидкости в некоторых нефтяных районах.
Это в первую очередь касается месторождений, нефтеносные
пласты которых сложены рыхлыми породами.
В некоторых районах определенные трудности могут воз-
никнуть во время эксплуатации наземного оборудования гидро-
поршневых насосных установок при очень низких температурах
воздуха зимой. Это относится главным образом к месторожде-
ниям, на которых добывается очень вязкая нефть или же про-
исходит образование стойких нефтяных эмульсий. Но, очевидно,
в этом случае для нормальной эксплуатации установок потре-
буется лишь проведение дополнительных мероприятий, соответ-
ствующих местным условиям.
Проведенный нами анализ особенностей гидропоршпевых на-
сосных агрегатов, их достоинств и недостатков, проявляющихся
с различной силой в тех или иных специфических условиях экс-
56
плуатации, позволит в ряде случаев безошибочно определить
целесообразность их применения без проведения технико-эконо-
мических расчетов. При необходимости проведения техники-
экономического расчета этот анализ поможет выполнить его
достаточно грамотно с учетом всех особенностей рекомендуемого
оборудования и способа эксплуатации.
Вследствие того, что семилетним планом развития народного
хозяйства, предусматривается увеличение удельного веса меха-
низированной добычи нефти, значительное увеличение средней
глубины эксплуатационных скважин (до 3000—4000.«), бурение
направленных скважин и скважин малого диаметра, значение
способа эксплуатации скважин посредством погружных поршне-
вых насосов с гидроприводом будет непрерывно возрастать.
Несомненно, в недалеком будущем применение этого способа
эксплуатации будет носить массовый характер.
Однако к настоящему времени разработано, проверено в экс-
плуатации и находится в разработке небольшое количество типо-
размеров гидропоршневых насосных агрегатов. Основные пара-
метры н технические данные их приведены в табл. 4. Все оин
являются агрегатами свободного типа.
Агрегаты типа ГН предназначены для эксплуатации нефтяных
месторождений с небольшим содержанием механических при-
месей в добываемой жидкости и не очень сильно обводненных.
Цилиндр и поршень насоса агрегатов типа ГИН снабжены
гидрозащитой, т. е. имеют повышенную износостойкость. Эти
агрегаты предназначены для эксплуатации месторождений,
сложенных рыхлыми песками, с большим содержанием меха-
нических примесей в добываемой жидкости или сильно обвод-
ненных.
Все агрегаты, указанные в табл. 4, могут применяться с двумя
колоннами насосных труб в 6®/«" скважинах или с одной колон-
ной насосных труб и пакером — в С®/а", 58/л" и 43?4" скважинах.
В этой таблице приведены теоретические параметры агрегатов,
фактические параметры их могут весьма существенно отличаться
от теоретических. Так, например, в скважинах с большим газовым
фактором фактическая подача погружного насоса всегда намного
ниже теоретической, причем тем ниже, чем больше газовый фак-
тор. Изменяется она также в зависимости от фактической вели-
чины зазоров в рабочих парах, вязкости жидкости и величины
напора, определяющих размер утечек. Фактический расход
рабочей жидкости в агрегатах с правильно рассчитанным и
исправным золотниковым устройством должен несколько пре-
вышать теоретический расход рабочей жидкости вследствие
утечек в уплотняющих парах.
В результате того, что фактическая подача погружного насоса
и фактический расход рабочей жидкости отличаются от их тео-
ретических значений, то и отношение этих величин отличается
от теоретического значения в сторону увеличения.
57
Таблица 4
Параметры и основные технические данные гидропоршневых
насосных агрегатов
Параметры и основные
технические данные
Наружный диаметр, мм . .
Диаметр цшшидра, мм:
двигателя ....................
насоса .......................
Отногаснпе площади поршня дви-|
гателя к площади поршня насоса1
Максимальная длина хода порш-|
ней, ли.........................
Расчетное число двойных ходов (
в минуту........................
Теоретическая подача насоса:
при расчетном числе ходов в ми-
нуту (т]о=1), м*/сутки	. . .
на одни ход в минутут м*/сутки
Расход рабочей жидкости на один
ход в минут}', м*/сутки..........
Теоретическое отношение расхода
рабочей жидкости к подаче насоса
Максимальный напор, м вод. ап.
Максимально допустимое содержа-
ние механических примесей в добы-
ваемой жидкости, е/л............
Ji/явал агрегата, мм .......
Вес агрегата, кг.........
Тип и размер гидропоршневого
насосного агрегата
ГИН-2 I	£ g	ни	И g	со	
					ГН-7
58,5	58,5	58,5	58,5	58,5	58,5
43	43	43	50	43	38
28	32	32	38	32	38
2,37	1,81	1,81	1,73	1,81	1
650	650	700	1000	1000	875
43	50	50	25	20	34
24,7	37,5	40,0	40,0	33,0	70
0,576	0,754	0,812	1,6	1,65	2.06
1,453	1,453	2,06	2,91	,1	3,53
2,53	1,93	2,53	1,81	1.27	1,71 1000
2000	1700	1000	2000	2500	
10	10	1	10	10	1
4156	4156	4220	4456	5070	5070
48	46	43	50	69	
Примечание. Агрегаты типа ГИН-4, 1ДГИ-3 и ГН-7 находятся
в стадии разработки.
II
(?
В настоящее время разрабатываются гидропоршневые на-
сосные агрегаты новых типоразмеров, что позволит значительно
расширить область их применения.
Область применения гидропоршневых насосных агрегатов,
уже выпускаемых промышленностью или находящихся в стадии
разработки, в зависимости от напора и подачи их графически
изображена на рис. 15. Этим графиком очень удобно пользо-
ваться при выборе гидропоршневого насосного агрегата. Сплош-
ными жирными илн пунктирными линиями здесь ограничены
области применения по максимальным расчетным параметрам
каждого из погружных агрегатов, причем коэффициент подачи
их 0 принят равным единице. Фактические коэффициенты подачи
погружных насосов бывают меньше в среднем на 20—25%.
58
Все скважины с дебитами и динамическими уровнями, мень-
имн расчетных, могут с успехом эксплуатироваться агрегатами
дного типа.
Сплошными. линиями на графике показаны области примене-
и я гидропоршневых насосных агрегатов, выпускаемых про-
||Ппленностыо, пунктирными линиями показаны области при-
снения агрегатов разрабатываемых.
Приведенный график достаточно наглядно показывает, что
ж псе выпускаемые промышленностью и разрабатываемые гидро-
Поршневые насосные агрегаты имеют широкую область примене-
агрегатов в зависимости от напора и подачи.
Верхняя граница применения: 1 — свободных агрегатов Кобс; 2 —
свободных агрегатов Джонсои-Фаг; 3 —трубных ап>егатов Кобе.
пия. По мере разработки агрегатов новых типоразмеров эта
область еще больше будет расширяться. На этом же графике по-
казаны границы области применения агрегатов свободного и
трубного типа, выпускаемых американской фирмой Кобе.
Область применения гидропоршневых насосных агрегатов
по напору в настоящее время ограничивается главным образом
недостаточной прочностью насосно-компрессорных труб, вы-
пускаемых нашей промышленностью. Для частичного устранения
этого разрабатываются специальные якори, которые позволяют
разгрузить колонны иасосных труб, передав часть их веса на
обсадную колонну скважины.
Выпуск насосных труб повышенной прочности даст возмож-
ность значительно увеличить глубину спуска (до 3000 лг) агрегатов,
которая в настоящее время нс превышает 2000—2100 м.
При выборе оборудования кроме параметров надо определить
необходимое исполнение его. Для районов с большим содержанием
механических примесей в добываемой жидкости и для сильно
59
обводненных скважин следует выбирать только погружные агре-
гаты с гидрозащитой цилиндра и поршня насоса. Для этих же
районов в целях сокращения расходов на подготовку рабочей
жидкости целесообразно выбирать агрегаты с минимальным
расходом рабочей жидкости, т. е. с минимальным значением от-
ношения расхода рабочей жидкости к подаче насоса. Но при
минимальном значении отношения расхода рабочей жидкости,
к подаче насоса будет максимальное значение отношения напора
силового насоса к напору погружного насоса. Необходимо про-
верить (по формуле 3), чтобы давление рабочей жидкости было
в пределах допустимого.
Такое решение может быть полезно также в целях повышения
срока службы погружного агрегата, так как позволяет умень-
шить число ходов его при неизменной подаче.
Для районов или промыслов с тяжелыми условиями эксплу-
атации агрегатов, вызывающими необходимость частой замены,
целесообразно применять только агрегаты свободного типа. На
промыслах же, где требуются агрегаты с большим сроком службы,
успешно могут применяться агрегаты трубного типа, если они
имеют некоторые дополнительные преимущества, например, боль-
шую подачу, возможность спуска в скважины малого диаметра
или простоту и надежность конструкции. Так, например,
агрегаты трубного типа в будущем должны получить очень широ-
кое распространение в восточных нефтяных районах Советского
Союза для эксплуатации скважин уменьшенного и малого диа-
метров с большими дебитами.
Таким образом, при выборе типа гидропоршневого насосного
агрегата необходимо полностью учесть условия его эксплуата-
ции. В случае необходимости изменения параметров его работы
расчеты новых параметров могут быть выполнены по формулам,
данным в § 6 этой главы.
§ 5. ВОПРОСЫ КОНСТРУИРОВАНИЯ
В § 1 было показано, что в гидропоршневом насосном агре-
гате конструктивно объединены погружной поршневой насос
и гидравлический двигатель.
Диаметральные габариты агрегатов весьма ограничены, так
как работают они обычно в скважинах небольшого диаметра.
Особенно ограничен наружный диаметр у погружных агрегатов
свободного типа вследствие того, что они рассчитаны на сбрасы-
вание в 2" или 21/г" колонны насосных труб. Агрегаты для на-
сосных 2" труб должны иметь наружный диаметр не более 47,5 мм
а агрегаты для насосных 2*/а" труб — не более 58,5 мм. Столь
небольшие диаметральные размеры агрегатов являются причиной
специфичности конструктивных решений ряда их узлов.
При небольших диаметральных размерах погружных агре-
гатов более или менее достаточная величина подачи его может
60
быть достигнута за счет максимально возможного увеличения
числа ходов и длины хода поршней. Однако увеличение числа
ходов ограничивается соответствующим ему уменьшением срока
службы погружного агрегата. Увеличение длины хода поршней ог-
раничивается главным образом производственными трудностями
изготовления и сборки строго соосных узлов агрегата, а также недо-
статочной устойчивостью длинного штока продольному изгибу.
Большое значение при конструировании погружного агрегата
имеет выбор правильного соотношения диаметров поршней на-
соса и гидравлического двигателя, а также штока, соединяющего
их, в зависимости от заданных параметров работы агрегата.
Соотношение поперечных площадей сечения поршней и штока опре-
деляет величину давления рабочей жидкости, которая не может быть
выше определенного предела по условиям возможностей назем-
ного силового насоса и прочности оборудования всей системы.
При выборе этого соотношения особое внимание обращается
па прочность штока, так как она прежде всего лимитирует вели-
чину нагрузок на поршневую группу агрегата.
Таким образом, одним из важнейших вопросов при конструи-
ровании гидропоршневого насосного агрегата на определенные
параметры является выбор оптимального соотношения диаметров
поршней и штока агрегата, оптимальной длины хода поршневой
группы и оптимального числа ходов ео.
Также важными требованиями, определяющими специфиче-
ские особенности той или иной конструкции гидропоршневого
насосного агрегата, являются условия его эксплуатации. Об-
щими для глубинных насосных агрегатов всех типов особенно-
стями эксплуатации являются: необходимость непрерывной много-
дневной или даже многомесячной работы; размещение агрегатов
вблизи забоя глубоких скважин малого диаметра, т. е. в местах,
не доступных для непосредственного осмотра, выслушивания
и ухода; работа установок в полевых условиях.
К важнейшим особенностям условий эксплуатации, специфич-
ных для различных районов, относятся следующие: содержание
и характер механических примесей в откачиваемой из скважины
жидкости; процентное содержание нефти и воды в откачиваемой
жидкости и склонность ее к образованию эмульсий; процентное
содержание серы и сернистых соединений в откачиваемой жид-
кости, вызывающих коррозию агрегата; пропентное содержание
и характер смолистых веществ, парафинов и церезинов в нефти,
склонных к осаждению на стенках каналов и рабочих органов
агрегата; вязкость нефти, являющейся рабочей жидкостью, и
климатические условия, влияющие на сезонное изменение ее
(шзкости; смазывающие свойства нефти; газовый фактор скважины
(количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1 т
добытой нефти) и возможная глубина погружения агрегата под
динамический уровень; температура пластовой жидкости; диа-
метр обсадной колонны скважины и ее состояние.
61
Наличие механических примесей в откачиваемой и рабочей
жидкостях предъявляет особенно высокие требования к износо-
стойкости материалов рабочих органов агрегата, а также вызы-
вает необходимость разработки специальных средств защиты
рабочих органов от износа и поисков таких решений конструк-
ции их, которые обеспечивали бы максимальный срок службы.
Вязкость и смазывающие свойства нефти имеют чрезвычайно
большое значение при выборе тина уплотнения подвижных со-
единений агрегата. В случае применения уплотнений щелевого*
типа в зависимости от величины вязкости нефти выбирается раз-
мер кольцевой щели, а следовательно, и требуемая точность обра-
ботки деталей. Большое значение имеет учет величины вязкости
нефти при гидравлическом расчете гидропоргаяевого насосного
агрегата и, особенно, его золотникового устройства. В зависи-
мости от ее величины выбираются проходные сечения каналов,
окон, клапанов. При этом необходимо учитывать величину диапа-
зона сезонных изменений вязкости рабочей жидкости в связи
с изменением температуры.
Среди действующих скважин имеется немало скважин с боль-
шими газовыми факторами и низкими динамическими уровнями,
не позволяющими создавать большое погружение насосным агре-
гатам. В этом случае существенно затрудняется или вовсе стано-
вится невозможным применение насосных агрегатов с пакерами,
так как пластовое давление при этом становится ниже давления
насыщения, т. е. давления, при котором газ находится в тер-
модинамическом равновесии с нефтью, и весь выделившийся вслед-
ствие этого свободный газ должен проходить через погружные
иасосы, значительно уменьшая коэффициент наполнения их.
Большое внимание в этом случае необходимо уделять конструк-
ции погружного насоса с целью максимального сокращения
вредных объемов.
Особенно тщательно следует избегать глухих полостей в верх-
ней части цилиндра или же до минимума уменьшать их вредный
объем, так как из такой полости выделившийся в цилиндре на-
соса газ не имеет выхода. Постепенно он заполняет всю вредную
полость в сжатом до давления нагнетания состоянии. При вса-
сывании давление в цилиндре насоса снижается, и газ, расши-
ряясь, заполняет большую или меньшую часть цилиндра, пре-,
пятствуя тем самым всасыванию жидкости из скважины. При
нагнетании газ снова сжимается, но нс вытесняется из вредного
объема. Если при конструировании нс обеспечить минимальную
величину вредных объемов в погружном насосе, то коэффициент
наполнения его может быть очень низким, а в некоторых случаях
даже может уменьшиться до нуля. Объясняется это тем, что ин-
тенсивное выделение газа из нефти при всасывания происходит
практически мгновенно. Растворение же газа в нефти с повыше-
нием давления при нагнетании происходит медленно и практи-
чески его можно не учитывать.
62
Вредное влияние свободного газа, поступающего из скважины
в насос вместе с жидкостью, иногда приводит к очень быстрому
выходу из строя клапанов. Таким образом, прежде чем присту-
пить к конструированию гидропоршневого насосного агрегата,
выбирают схему его, а также схему оборудования скважины
в зависимости от заданных параметров, а также условий эксплу-
атации. При этом в первую очередь определяется, должен ли
быть агрегат свободного или трубного типа. Применение агрегата
трубного типа может быть оправдано только в том случае, если
условия эксплуатации позволяют обеспечить длительный пе-
риод работы его без подъема или же тогда, когда применение
других способов эксплуатации скважин невозможно или менее
эффективно. В частности, если’из глубоких скважин с низкими
динамическими уровнями необходимо откачивать жидкость в ко-
личестве около 100 м3!сутки или более, то может быть при-
менен только агрегат трубного типа, так как агрегаты сбра-
сываемого типа имеют меньший диаметр под насосные трубы
и соответственно меньшую подачу.
После выбора типа гидропоршневого насосвого агрегата,
схемы его и соотношения площадей поперечных сечений поршней
и штока учитываются требования, предъявляемые к конструкции
агрегата другими особенностями условий эксплуатации, отме-
ченными выше.
При конструировании первых отечественных гидропоршневых
насосных агрегатов широко использовались детали и заготовки
нормальных глубинных штанговых насосов массового произ-
водства. Это позволило ускорить освоение серийного производства
агрегатов.
Выше отмечалось, что вследствие специфичных условий экс-
плуатации гидропоршневые насосные агрегаты имеют обычно
очень небольшой диаметр. У всех известных агрегатов макси-
мальный наружный диаметр не превышает 96.им. Длина же агре-
гатов составляет несколько метров. Отношение длины агрегата
к его диаметру обычно превышает 40, а в некоторых случаях
достигает 170. Вследствие этого конструкция агрегата, очевидно,
не может быть достаточно жесткой и потому в ней должны быть
предусмотрены средства, компенсирующие неизбежные пере-
косы и прогибы отдельных деталей и узлов.
Так как тидропоршневой насосный, агрегат сбрасываемого
типа должен иметь очень небольшой наружный диаметр, в не-
которых случаях часть каналов размещается в седле агрегата,
спускаемом в скважину на колонне насосных труб. При таком
решении для разобщения различных полостей агрегата на нем
устанавливаются самоуплотняющиеся резиновые манжеты или
кольца. Примером такой конструкции может явиться конструк-
ция гидропоршневого насосного агрегата Г11Н-2 (рис. 16).
Установка четырех манжет зза гидравлическом двигателе
этого агрегата позволяет использовать кольцевой канал в седле
63
5 А. С. Казак.
Рис. 16. Общий вид гидропоршневого паеосного агрегата ГИН-2 с седлом и посадочным копусом
н™,
„лапан; « - аЖИ1ающий „лапан; L -
и кольцевой канал между двигателем и седлом для прохода
рабочей жидкости.
Уплотнения элементов конструкции
Одним из важнейших вопросов конструирования гидропор-
шневых насосных агрегатов является вопрос обеспечения долго-
вечных и надежных уплотнений.
Хорошая герметичность и долговечность при работе в различ-
ных условиях являются основными, требованиями, предъявляе-
мыми к уплотнениям гидропоршневых насосных агрегатов, по-
скольку смена агрегата, находящегося в глубокой скважине,
является относительно сложной и длительной операцией. Но
к этим уплотнениям предъявляются и другие требования: 1) мини-
мальное трение скольжения при уплотнении подвижных соеди-
нений; 2) простота, достаточная прочность и невысокая стои-
мость конструкции; 3) простота сборки, разборки и замены
уплотняющих элементов.
Кроме этих общих требований, к уплотнениям некоторых
элементов конструкции предъявляются специфические требования.
В гидропоршневых насосных агрегатах уплотняются соеди-
нения: 1) подвижные с возвратно-поступательным движением;
2) с ограниченной подвижностью; 3) неподвижные.
Наиболее трудным является вопрос обеспечения хорошего
уплотнения и долговечности подвижных соединений.
Щелевые уплотнения.
В соединениях с возвратно-поступательным движением в ги-
дропоршневых насосных агрегатах широко применены щелевые
уплотнения, т. е. такие уплотнения, в которых герметичность
достигается за счет создания между сопрягаемыми деталями
очень небольшого зазора — щели. Такие зазоры обладают боль-
шим гидравлическим сопротивлением при течении через них
жидкости и потому утечки через уплотнения такого рода можно
довести до очень небольшой величины. Однако чрезмерное умень-
шение кольцевого зазора в некоторых случаях может повести
к большим потерям на механическое трение сопряженных дета-
лей и, кроме того, значительно удорожает стоимость деталей.
Следует отметить, что при использовании уплотнений любого
типа для соединений с возвратно-поступательным движением не
может быть достигнута абсолютная герметичность, так как часть
жидкости всегда будет переноситься в виде пленки, а затем сгре-
баться уплотнителем.
Объем утечек через щелевое уплотнение пропорционален
ширине щели в третьей степени и периметру ее, но обратно-
пропорционален длине уплотняющей поверхности и вязкости
жидкости.
66
Сведения о гидравлическом расчете щелевых уплотнений
будут даны в § 6.
Очень часто все уплотнения сопряжений с возвратно-поступа-
тельным движением в гидропоршневых насосных агрегатах при-
меняются щелевого типа. Примером такого решения может слу-
жить конструкция агрегата, показанная на рис. 16. Однако исполь-
зование уплотнений этого типа наиболее характерно для волотнико-
ного устройства гидравлического двигателя. Объясняется это тем,
что употребление мягких уплотнений в золотниковом устройстве
затрудняется из-за наличия на некоторых уплотняемых* поверх-
ностях подвижных соединений его окон, прорезей и канавок
для прохода жидкости. При движении основного и вспомогатель-
ного золотников уплотняющие элементы пересекают эти окна
и канавки н если их изготовить Из мягкого упругого материала,
то они при этом будут быстро разрушаться, задевая за кромки.
Поэтому основной и вспомогательный золотники в большинстве
случаев выполняются из металла и имеют уплотнения щелевого
типа, позволяющие свободно пересекать окна, прорези и канавки
различной конфигурации.
Величина зазора кольцевой щели и длина уплотняющих эле-
ментов назначаются в зависимости от особенностей конструкции
и условий эксплуатации агрегата. Обычно в золотниковом устрой-
стве, цилиндрах двигателя и насоса назначается очень небольшая
величина радиальных зазоров (5—35 мк на сторону).
Чтобы металлические уплотняющие пары можно было выпол-
нить с высокой степенью точности, а также для уменьшения
износа рабочие поверхности этих пар подвергаются тщательной
механической обработке для обеспечения высокого класса чистоты
их. Обычно для рабочих поверхностей металлических уплотняю-
щих пар принимается 9-й класс чистоты.
Наиболее трудной проблемой при конструировании подвиж-
ных соединений со щелевым уплотнением в гидропоршневых
насосных агрегатах является проблема обеспечения максималь-
ной износостойкости рабочих пар. В зависимости от условий
эксплуатации и особенностей конструкции агрегата принимаются
различные меры, способствующие повышению износостойкости
трущихся лар. Подробней мы остановимся на этом ниже.
Сложность проблемы создания износостойких пар подвижных
соединений в гидропоршневых насосных агрегатах объясняется!
исключительно тяжелыми условиями нх работы. Вследствие
специфических особенностей эксплуатации и соответствующих
нм особенностей конструкций агрегатов в подвижных соединениях
нх обычно создаются условия для полужидко стного, а иногда
и для полусухого трения, что вызывает ускоренный механиче-
ский износ рабочих лпар.
Механический и абразивный из носы иногда усугубляются
химической или электрохимической коррозией трущихся поверх-
ностей.
5*
67
Основным фактором, определяющим величину механического
износа, является величина удельного давления трущихся поверх-
ностей в местах контакта, зависящая от радиальной силы, при-
жимающей поршень к одной из стенок цилиндра, правильности
формы цилиндра и поршня, величины зазора между ними, а также
от макрогеометрии и микрогеометрии их поверхностей. При боль-
ших значениях удельного давления на участках непосредствен-
ного контакта трущихся поверхностей смазывающая жидкость
выдавливается и возникают условия для полужидкостного тре-
ния. На отдельных участках контакта иногда может возникнуть
полусухое трение, при котором на поверхностях сохраняется
лишь молекулярный слой жидкости. Полусухое трение часто
вызывает задиры на трущихся поверхностях и заклинивание
рабочих пар. Не менее важное значение величина удельного
давления в местах контакта трущихся поверхностей имеет и при
абразивном износе.
Для уменьшения величины удельных давлений принимаются
следующие меры: максимально возможное устранение перекосов
и продольного изгиба сопряженных деталей, обеспечение пра-
вильной цилиндрической формы и прямолинейности сопряженных
деталей, правильный выбор зазоров в соединении и обеспечение
хорошей макрогеометрии трущихся поверхностей.
Существенное влияние на износ оказывают относительная
скорость движения сопряженных деталей, качество жидкости,
смазывающей трущиеся поверхности, и совершенство их микрогео-
метрии. Износ металлических трущихся пар с щелевым уплотне-
нием существенно увеличивается с увеличением относительной
скорости движения их.
Жидкости, откачиваемые из скважин, весьма сильно отли-
чаются по своим свойствам. Наилучшая смазка трущихся пар
обеспечивается при откачке маслянистой нефти, свободной от
механических примесей. Значительно худшие смазывающие свой-
ства имеют легкие нефти с преобладанием бензиновых фракций.
Наихудшая смазка трущихся пар происходит при работе агре-
гатов в сильно обводненных скважинах и в скважинах, дающих
жидкость с большим содержанием механических примесей, если
конструкция агрегата не обеспечивает специальную смазку их.
Таким образом, смазка трущихся пар гидропоршневых на-
сосных агрегатов может быть весьма разнообразной, но в неко-
торых случаях качество ее может быть улучшено. Так, например,
если из скважины откачивается жидкость с большим содержанием
воды и механических примесей, то смазку трущихся поверхно-
стей цилиндра и поршня насоса можно улучшить, подведя
в зазор между ними относительно чистую рабочую жидкость —
нефть.
Повысить износостойкость трущихся пар можно подбором
материалов для изготовления их и соответствующего метода меха-
нической, термической или термохимической обработки с целью
68
повышения твердости, прочности, хорошей микрогеометрии и
химической стойкости трущихся поверхностей.
Материалом для изготовления деталей подвижных соединений
с уплотнением щелевого типа в гидропоршневых насосных агре-
гатах обычно являются высококачественные стали. Для повыше-
ния стойкости трущихся поверхностей этих деталей применяются
следующие методы упрочнения их: объемная закалка, поверх-
ностная закалка токами высокой частоты, электролитическое
хромирование поверхности, азотирование поверхности.
Попытки применить для повышения износостойкости деталей
термодиффузионное хромирование и борирование их рабочих
поверхностей потерпели неудачу. При испытании этих пар в при-
сутствии механических примесей поверхности деталей, подвер-
гавшихся термохимической обработке, очень быстро разрушались.
У борированных деталей твердость поверхности достигала
HV1600, что значительно превышает твердость кварцевого
песка. Однако толщина твердого слоя составляет всего лишь
несколько сотых долей миллиметра, а хрупкость его-чрезвычайно
велика. Поэтому при попадании в зазор песчинок или других
твердых механических примесей твердый поверхностный слой
металла начинает выкрашиваться. После того, как выкрашива-
ние началось в одном месте, разрушение всего поверхностного
слоя протекает катастрофически быстро.
Недостатком термодиффузионного хромирования и борирова-
ния деталей являются значительные технологические трудности
получения точных размеров, так как процессы эти протекают
при высоких температурах, вызывающих коробление деталей
и изменение их размеров.
Наилучшим образом с точки зрения износостойкости в раз-
личных условиях эксплуатации зарекомендовали себя сопряжен-
ные пары из стальных деталей с азотированной и хромированной
электролитическим способом поверхностями.
Для азотируемых деталей применяются стали следующих
марок: 38ХМЮА, 35ХЮА, 38ХВФЮЛ.
Износостойкость азотированных деталей тем выше, чем выше
твердость азотированного слоя. Особенно высокая износостой-
кость достигается в том случае, когда твердость азотированной
поверхности приближается к твердости кварцевого песка 15].
Однако твердость азотированной поверхности деталей золотни-
кового устройства не должна быть меньше HRA 82. Толщина
азотированного слоя составляет обычно 0,2—0,4 л.«, что обеспе-
чивает достаточную прочность его. По мере удаления от поверх-
ности твердость азотированного слоя резко уменьшается. Поэтому
при механической обработке азотированной поверхности допу-
скается снимать слой, не превышающий нескольких сотых долей
миллиметра.
При азотации деталей минимальное изменение размеров и
минимальное коробление их наблюдаются в том случае, если
69
процесс ведется по изотермическому режиму при температуре
500—525° С. При таком режиме достигается также и максималь-
ная поверхностная твердость.
Толщина хромового покрытия рабочих поверхностей деталей
принимается обычно в 75—150 мк. Опыты [5] в промысловых
условиях показали, что износостойкость деталей значительно
возрастает с увеличением толщины слоя хрома.
Для предотвращения продавливания слоя хрома абразивными
частичками твердость основного металла детали перед хромиро-
ванием должна быть повышена соответствующей термообработкой.
Как отмечалось уже выше, чистота рабочих поверхностей
в подвижных соединениях должна соответствовать 9 классу,
что обеспечивает достаточное совершенство их микрогео-
метрии.
Для окончательной механической обработки втулок обычно
применяется хонингование, так как при -этом процессе обеспечи-
вается более чистая поверхность, чем при шлифовании, и в то
же время ше.роховатость ориентируется в направлении оси вту-
лок, т. е. в направлении относительного движения трущихся
пар. Небольшие втулки и поршни золотникового устройства
после шлифования обычно доводятся притиркой.
Большие хромированные поршни и штоки шлифуются и обя-
зательно полируются для увеличения износостойкости 117].
Манжетные уплотнения
Уплотнения в виде манжет из синтетической резины широко
применены в гидропоршневых насосных агрегатах как для не-
подвижных, так и для подвижных соединений. При помощи ман-
жетных уплотнений в неподвижных соединениях нетрудно
добиться полной герметичности.
При конструировании соединений с мягкими уплотнителями
необходимо учитывать общие требования к уплотнениям.
Одиако к важнейшим требованиям в данном случае, наряду
с большим сроком службы уплотнений, следует отнести обеспече-
ние малых потерь на трение. В подвижных соединениях этим
двум -требованиям должно быть подчинено даже требование
к герметичности уплотнений.
Подвижные соединения с уплотнениями в виде резиновых ман-
жет работают в условиях полусухого трения.
Согласно экспериментальным данным, коэффициент трения
резиновых уплотнений изменяется в весьма широких пределах,
подчас не подчиняясь каким-либо закономерностям. Поэтому
при конструировании новых подвижных соединений можно при-
нимать лишь весьма ориентировочные значения коэффициента
трения. Наибольшее влияние на величину коэффициента трения
уплотнителей оказывают следующие факторы: качество мате-
риала уплотнения, чистота (микрогеометрия) уплотняемой по-
верхности, качество смазки, скорость движения, удельное
давление жидкости на уплотнитель, степень приработки.
Одним из достоинств резиновых уплотнений является способ-
ность их успешно работать при использований в качестве смазки
воды.
Коэффициент трения синтетической резины по металлу обычно
увеличивается с увеличением скорости. От чистоты уплотняемой
поверхности коэффициент трения зависит мало, но чистота по-
верхности существенно влияет на износ уплотнителей.
Коэффициент трения уплотнений из синтетической резины
по металу в зависимости от действующих факторов изменяется
в пределах 0,03—0,3. Если резиновое уплотнение перед началом
движения находится некоторое *время в состоянии покоя в кон-
такте с металлической поверхностью под действием давления
жидкости или натяга, то вследствие прилипания резины коэф-
фициент трения может существенно повышаться. В некоторых
случаях он увеличивается в 3—4 раза, достигая значения 1,2,
что уже соответствует сухому трению 118].
В настоящее время для уплотнения некоторых подвижных
соединений гидропоршневых насосных агрегатов применяются
U-образные и шевронные манжеты из синтетической резины
(рис. 17). Уплотняемыми здесь являются диаметры D и d.
При конструировании узлов уплотнения с U-образными
(рис. 18) или шевронными (рис. 19) манжетами особое внимание
необходимо обратить на разгрузку их от боковых усилий. Для
восприятия боковых усилий обычно применяются направляющие
манжетные втулки с точной посадкой по уплотняемой детали
(класс точности не ниже
Л3/
Размеры U-об разных манжет принимаются по ГОСТ 6969-54.
Манжеты применяются для уплотнения поршней, штоков,
а если позволяют габариты, то и некоторых элементов золотни-
ков. При уплотнении с их помощью поршней двигателя и насоса
цилиндры, очевидно, нельзя собирать из отдельных втулок,
так как при прохождении через стыки втулок манжеты будут
быстро разрушаться.
Срок службы манжет в значительной степени зависит от каче-
ства резины. В различных условиях эксплуатации гидропоршне-
вых насосных агрегатов наилучшим образом в подвижных
соединениях зарекомендовали себя манжеты, изготовленные
из резиновой смеси марки 3825 по техническим условиям
MXII 1166-58.
Согласно этим техническим условиям, резиновая смесь марки
3825 должна обладать следующими физико-механическими свой-
ствами:
а)	твердость по твердомеру ТМ-2 80—90;
б)	предел прочности при разрыве не менее 100 кПсаР',
в)	относительное удлинение при разрыве не менее 120%;
71
г)	относительное остаточное удлинение после разрыва не
более 10%;
д)	коэффициент старения за 144 часа при температуре 70° С
не менее 0,8;
е)	изменение веса в смеси 75% бензина «Галоша» и 25% бен-
зола при температуре 25° С не более 15%.
Опыт применения U-образных манжет для уплотнения золот-
ников гидропоршневых насосных агрегатов показал, что узлы
а
Рис. 17. Манжета резиновые.
а — L-образная; б — шсвровная.
уплотнения конструкции, аналогичной конструкции, представлен-
ной на рис. 18, с использованием манжет из резиновой смеси
марки 3825 успешно работают в течение многих месяцев в различ-
ных условиях эксплуатации (при скорости движения золотника
до 0,5 м/сек).
Особое место среди уплотнений соединений с поступательным
движением занимает уплотнение гидропоршневого насосного агре-
гата при спуске в скважину и подъеме его с помощью жидкости
из скважины. Как уже отмечалось выше, при спуско-подъемных
операциях агрегат свободного типа проходит в насосных трубах
путь, измеряемый тысячами метров. Скорость движения его
иногда превышает 1 м]сек.
72
Насосно-компрессорные трубы имеют настолько широкие
допуски на внутренний диаметр, что максимальная и минималь-
ная величины его могут отличаться на 4—5 мм. Длина труб
равна 6—9,5 м, и, следовательно, колонна, спускаемая в сква-
жину, свинчивается из многих десятков или даже сотен труб.
Расстояния между торцами труб в муфтовых соединениях соста-
вляют не менее 26 мм. При спуске и подъеме агрегата свободного
Рис. 18. Подвижное
соединение с уплотне-
нием U-образной ман-
жетой.
Рис. 19. Подвижное соеди-
нение с уплотнением ше-
вронными манжетами.
типа уплотнительные элементы его проходят через сотни таких
стыков.
На внутренней поверхности труб ГОСТ допускает окалины,
раковины, вмятины, продольные риски и другие дефекты на
Глубину до 12,5% номинальной толщины стенки.
Основное назначение уплотнения — обеспечить возможность
создания подъемной силы для агрегата свободного типа при
Подъеме его на поверхность. Перепад давления, действующего
па уплотнение при подъеме агрегата, составляет всего лишь
несколько атмосфер и он должен обеспечивать надежное прилега-
ние уплотняющего элемента к стенкам труб с изменяющимся
диаметром. В то же время при выпрессовке агрегата из седла
73
L
на уплотняющий элемент действует большой перепад давлеийсЧ
иногда превышающий 100 ат. что требует повапленной прочности
уплотнителя. Таким образом, условия работы уплотнения к.1
только необычны, но и весьма неблагоприятны.	f
В качестве уплотнителя в таких случаях обычно применяются
специальные резиновые манжеты. Иногда их называют свабаМии
Одна из конструкций такой манжеты дана на рис. 20. Манжеты!
этой конструкции, изготовленные из резиновой смеси марки
3826С по техническим условиям MXII 1166-58, оказались доста-5
точно прочными при многократных вы-]
прессовках агрегатов из седел и доста-1
точно износостойкими. Одной манжеты!
обычно хватает для проведения 10-!
спуско-подъемных операций в скважи-|
нах с подвеской погружного агрегата]
на глубине 2000 м.	1
Наружная поверхность манжеты1
коническая. Максимальный диаметр ее:
на 1 мм превышает номинальный диа-1
метр труб, вследствие чего она входит 
в трубы с некоторым натягом. Зазор 
между металлической манжетной втул-
кой, на которую опирается манжета,
и внутренней поверхностью труб может
достигать 3—3,5 мм на сторону. Такой
большой зазор создает опасность вы-!
давливания в него резины в момент ।
выпрессовки. Поэтому для упрочнения
верхняя часть манжеты делается утол-
щенной, а изготавливаются манжеты
в литьевой форме.
Рис. 20. Конструкция рези-
новой манжеты (сваба), слу-
жащей уплотнителем агре-
гата свободного типа прп
•спуске и подъеме его из
•скважины по колонне труб.
Благодаря наличию на торцах манжеты закруглений большого
радиуса и благодаря сравнительно большой длине манжета
свободно проходит через стыки труб при спуске и подъеме свобод-
ного агрегата. Крепление манжеты и уплотнение ее по внутрен-
ней поверхности понятно из рнс. 16.
Уплотнение с манжетой такой конструкции диаметром 21/г"
работает хорошо при расходах рабочей жидкости, превышающих
А., л/сек. При меньшем расходе рабочей жидкости недостаточная
герметичность уплотнения иногда вызывает затруднения в подъ-
еме агрегата.
Манжетные уплотнения широко применяются в неподвижных
•соединениях гидропоршневых насосных агрегатов, если часть
каналов их перенесена в седло (см. рис. 16). В этом случае манжет-
ные уплотнения используются для разобщения полостей и кана-
лов, заполненных жидкостью с различным давлением. Перепады
давлений, действующих на манжеты, изменяются в широком диа-
пазоне при изменении направления движения поршневой группы
агрегата. Часто амплитуда пульсирующего перепада давления
Изменяется от максимального значения почти до нуля.
Для уплотнений этого типа, а также для уплотнения седла
ft хвостовике колонны 4" труб, наилучшим образом зарекомендо-
вала себя самоуплотняю-
щаяся чашеобразная ман-
жета, конструкция кото-
рой для агрегата сбрасы-
ваемого типа диаметром
показана на рис. 21.
Обычно узел уплотне-
ния (рис. 22) собирается
из 2—3 манжет. Манжеты
надеваются иа стержень
с небольшим радиальным
натягом (0,2 — 0,4 jwji).
В осевом направлении опо-
рой для манжет служат
специальные манжетные
втулки. С помощью этих
Втулок и гайки создается
Рис. 21. Конструкция самоуплотняющейся
чашеобразно!! резиновой манжеты для не-
подвижных соединений.
натяг манжет в осевом
направлении. Благодаря радиальному и осевому натягу дости-
гается герметичность посадки манжеты на стержень при отсут-
ствии перепада давления и при небольших значениях его. При
Рис. 22. Конструкция узла неподвижного соедине-
ния гидропоршневого насосного агрегата свободного
типа с уплотнением чашеобразными самоуплотняю-
щимися манжетами.
I—втулка манжетная; 2 — манжета; 3 — кольцо опорное; 4 — гайка.
больших значениях перепада давления герметичность посадки
манжеты на стержне обеспечивается внутренним усиком, который
давлением жидкости плотно прижимается к стержню.
Максимальный наружный диаметр манжеты принимается на
1 мм больше диаметра уплотняемой расточки. Благодаря этому
75
манжеты входят в цилиндрическую расточку с натягом и обес-
печивают за счет этого натяга герметичность уплотнения даже
при небольшом перепаде давления.
При увеличении перепада давления, действующего на ман-
жету, герметичность уплотнения достигается главным образом
за счет плотного прижатия манжеты к поверхности цилиндра
распирающим давлением жидкости, величина которого в данном
случае равна перепаду давлений Д р, действующего на ман-
жету. Площадь манжеты, на которую действует распирающее
давление, равна площади контакта манжеты с поверхностью
Рис. 23. Схема работы чашеобразной самоуплот-
няющейся манжеты.
цилиндра. Зазор s между опорной манжетной втулкой и уплот-
няемой поверхностью цилиндра не должен превышать 0,5 мм
на сторону (рис. 23).
При обеспечении таких зазоров манжеты, изготовленные из
резиновой смеси марки 3825 по техническим условиям МХП
1166-58 сохраняют свою работоспособность в течение весьма
длительного времени (до двух-трех лет), даже при пульсирую-
щем перепаде давления с амплитудой, превышающей 100 кПсм?.
При редких изменениях перепада давления, но зато сопрово-
иедающихся значительными осевыми перемещениями или изме-
нениями осевых нагрузок, в нашей практике уплотнения такой
конструкции хорошо работали столь же долгий срок при перепа-
дах давления до 210 к1Чсм?. При выпрессовке агрегата свобод-
ного типа из седла перепад давления, действующего на манжет-
ное уплотнение, иногда достигает 350 кПсм?, Но оно с успехом
выполняет свои функции.
Поверхность расточки под манжетное уплотнение делается
обычно по 6 классу чистоты. Обрабатывать поверхность более
грубо не рекомендуется, так как под действием давления ман-
жеты сильно прилипают к поверхности расточки и при необхб-
76
димости перемещения по шероховатой поверхности их легко
повредить.
Наружный диаметр самоуплотняющихся манжет больше габа-
ритного диаметра гидропоршневого насосного агрегата и лишь
немногим меньше внутреннего диаметра насосных труб, в кото-
рых производятся спуско-подъемные операции. Они в некоторой
степени способствуют уплотнению агрегата в колонне труб при
спуске его и подъеме. Но при этом происходит истирание манжет
о стенки труб. Кроме того, возможно повреждение манжет о торцы
насосных труб.
Описанная нами конструкция узла манжетного уплотнения
обеспечивает свободное прохождение его через стыки труб без
повреждения манжет, при условии если на торцах труб имеются
фаски, предусмотренные ГОСТ- В противном случае (заводской
брак) перед спуском труб фаски снимаются райбером.
Как показал наш длительный опыт работы, износостойкость
манжет, изготовленных из указанной выше резиновой смеси,
достаточно высока. При спуско-подъемных операциях манжеты
проходят по трубам путь до 40 000 м при отсутствии дефектов
в трубах или седле.
Манжетные уплотнения применяются также в пакерах, кон-
струкцию которых мы рассмотрим ниже.
Уплотнение соединений резиновыми кольцами круглого сечения.
Резиновые кольца круглого сечения (рис. 24) применены
и гидропоршневых насосных агрегатах
ннй всех типов. Особенно успешно их
ния неподвижных соединений и соеди-
нений с ограниченной подвижностью.
Успех применения уплотнений этого
типа объясняется их простотой, ком-
пактностью и надежностью.
Работа уплотнения осуществляется
следующим образом (рис. 25). На валу
или в цилиндре делается кольцевая
канавка. В гидропоршневых насосных
агрегатах эти канавки обычно выполня-
для уплотнения соедине-
применяют для уплотне-
Рис. 24. Уплотлитедьное ре-
зиновое кольцо круглого
сечения.
ются прямоугольного сечения. Глубина
канавки обязательно должна быть меньше, чем диаметр сечения
уплотнительного кольца. Поэтому когда в канавку устанавливается
уплотнительное кольцо, оно несколько выступает над уплотняемой
поверхностью детали. Величина зазора между сопряженными
деталями (валом и отверстием) обычно принимается небольшой
и поэтому когда вал вставляется в отверстие, уплотнительное
кольцо деформируется на величину выступающей части сечения
(рис. 25, а). Этим предварительным натягом кольца обеспе-
чивается герметичность уплотнения при отсутствии давления
77
жидкости. Когда же уплотнительное кольцо подвергается давлению
жидкости, то оно прижимается им к стейке канавки со стороны
меньшего давления и деформируется еще больше (рис. 25, б).
При этом значительно увеличивается площадь контакта кольца
с уплотняемыми поверхностями. Сила, с которой кольцо при-
живается к уплотняющим поверхностям, пропорциональна давле-
нию жидкости и предварительному натягу. Величина ее превы-
шает значение силы, с которой жидкость стремится проникнуть
под кольцо, чем и обеспечивается герметичность уплотнения.
Если зазор между уплотняемыми поверхностями достаточно
велик, жидкость стремится выдавить в него резину, поскольку
резина легко деформируется под действием давления. В боль-
Рис. 26. Схема выдавливания
резинового кольца в зазор
между уплотняемыми поверх-
ностями.
Рис. 25. Схема работы уплотнения с рези-
новым кольцом круглого сечения.
шие зазоры резина затекает подобно вязкой жидкости (рис. 26),
что может повести к разрушению уплотнительного кольца.
На характер и степень выдавливания уплотнительного кольца
и иа его разрушение влияют следующие факторы: твердость ре-
зины, величина и характер изменения перепада давлений жид-
кости, величина зазора, подвижность соединения, конфигурация
каиавки и верхних кромок ее.
Чем выше твердость резины, тем больший перепад давления
допускается на кольцо при одинаковой величине зазора.
Срок службы уплотнительного кольца снижается, если давле-
ние жидкости имеет пульсирующий характер и если амплитуда
колебаний давления велика. Особенно неблагоприятно сказы-
вается пульсация давления в подвижных соединениях. Наи-
более неблагоприятным является случай знакопеременного пульси-
рующего давления. В этом случае кольцо одновременно с деформа-
цией попеременно перемещается от одной стенки канавки к другой
и при этом сравнительно быстро разрушается. Если кромки
канавки острые, т. е. строго выдержан прямой угол, то это при-
водит к повреждению и разрушению кольца. Если же они выпол-
нены с большим радиусом, то это способствует выдавливанию
кольца в зазор. Поэтому обычно радиус притупления кромок
принимается не более 0,1 мм. Два других угла канавки выпол-
няются радиусом 0,5—0,7 мм.
78
Величина зазора между уплотняемыми поверхностями должна
быть небольшой. Она строго регламентируется в зависимости
от твердости резины и величины перепада давлений жид-
кости.
В соединениях неподвижных и с ограниченной подвижностью
уплотнительные кольца из резины твердостью СО—75 ед. по твер-
домеру ТМ-2 с успехом выполняют свои функции в течение мно-
гих месяцев под действием перепада давлении в 150 кПсл? при
величине зазора между уплотняемыми поверхностями до 0,1 мм
на сторону.
Конструируя уплотнение, необходимо предусмотреть, чтобы
при сборке его выступающая над поверхностью часть резинового
кольца не срезалась и не повреждалась сопряженной деталью.
Ряс. 27. Размерная схема соединения с уплотне-
нием резниовымИг кольцами круглого сечення.
Для этой цели у торца, выступов и канавок сопряженной детали
делаются фаски с углом 10—15° (рис. 27). При сборке уплотни-
тельные кольца не должны протаскиваться с натягом через
резьбы, окна, канавки или выступы с острыми кромками во избе-
жание повреждения.
В подвижных соединениях величина натяга к (рис. 27) в зна-
чительной степени определяет величину силы трения и поэтому
должна быть строго регламентирована. Обычно ее принимают
равной 8—10% от диаметра сечения кольца. В соединениях
неподвижных и с ограниченной подвижностью силы трения не
имеют уже того значения и потому в этих соединениях величина
натяга принимается в 12—15% от диаметра сечения кольца,
т. е. к = (0,12—0,15) d, что обеспечивает большую надежность
уплотнения.
В подвижных соединениях ширина канавки а (см. рис. 27)
принимается на 30—50% большей диаметра сечения кольца,
т. е. а = (1,3—1,5) d, но при этом необходимо проверить, чтобы
при набухании материала кольца объем его был меньше объема
канавки. В неподвижных соединениях ширина канавки может
применяться и большей.
Диаметры канавок под уплотнительные кольца с учетом допу-
сков на размеры деталей соединения определяются по следующим
формулам (см. рис. 27):
’79
для канавки на поршне
Смаке " -Длин — 2 (самане — Л-'макс),
Сына = -4макс — 2 (с?мип — Лмин);
для канавки в цилиндре
7?мин = Вмаъс 4" 2 (^макс &макс),
Емакс = -^мин 4“ 2 (^мин — &мии),
где А — внутренний диаметр цилиндра;
В — наружный диаметр поршня;
С — диаметр канавки на поршне;
Е — диаметр канавки в цилиндре;
d — диаметр поперечного сечения уплотнительного кольца;
к — величина радиального сжатия сечения уплотнительного
кольца.
Внутренний диаметр уплотнительного кольца D подбирается 1
таким образом, чтобы кольцо надевалось в канавку (или на пор- I
шень, если канавка выполнена в цилиндре) с натягом. Для этого
диаметр кольца принимается меньше соответствующего диаметра
детали на величину (0,1—0,25) d.
Допуски на внутренний диаметр колец размером до 50 мм
назначаются обычно ZXto’f, на диаметр поперечного сечения колец
размером 2—5 мм — d±0,15. Однако в случае необходимости могут
быть приняты более жесткие допуски.
На кольцах не допускаются остатки облоя, вырывы, заусенцы
и посторонние включения.
В качестве материала уплотнительных колец для гидропорш-
невых насосных агрегатов хорошо зарекомендовала себя резино-
вая сыось марки 3826С, изготовляемая по техническим усло-
виям МХП 1166-58. Изделия из этой смеси имеют твердость
60—75 ед. по твердомеру ТМ-2, а предел прочности при растяже-
нии — не менее 80 кГ!см?. Резина эта обладает хорошей эластич-
ностью и длительное время сохраняет без существенных измене-
ний свои механические свойства. В соединениях с ограниченной
подвижностью и неподвижных соединениях гидропоршневых
насосных агрегатов уплотнительные кольца успешно работают
в течение 2—3 лет.
С неменыпим успехом резиновые кольца могут применяться
для уплотнения соединений с плоскими поверхностями деталей,
например для уплотнения торцов при соединении деталей в стык.
Уплотнение неподвижных соединений
Помимо рассмотренных нами уплотнений неподвижных соеди-
нений с помощью резиновых манжет и колец круглого сечення
при конструировании гидропоршневых насосных агрегатов, часто
приходится применять и другие способы уплотнения неподвиж-
80
ных соединений. Рассмотрим наиболее распространенные способы
уплотнения.
Широко применяется при конструировании узлов, состоящих
из стальных деталей, способ торцового уплотнения соединений
за счет создания больших удельных давлений на уплотняемых
поверхностях. Большие осевые усилия создаются при сборке
узлов соответствующей затяжкой резьбовых соединении.
Для облегчения создания больших удельных давлений пло-
щадь уплотняемых поверхностей принимается по возможности
малой. Но при этом необходимо обеспечить надежность соеди-
нений, предотвратить возможность смещения торцов относи-
тельно друг друга в радиальном направлении.
Уплотняемые поверхности должны иметь минимальную шеро-
ховатость и должны быть строго перпендикулярны осям уплотняе-
мых деталей.
Герметичность соединения достигается за счет того, что под
действием большого удельного давления мельчайшие гребешки
шероховатых поверхностей сминаются и просвет между ними
полностью устраняется.
При соединении деталей с высокой твердостью требуется осо-
бенно тщательная обработка уплотняемых поверхностей. Обес-
печивается она шлифованием, а иногда и притиркой. При сое-
динении деталей, не подвергающихся термической обработке,
к качеству механической обработки уплотняемых поверхностей
предъявляются меньшие требования. Обычно требуется, чтобы
они соответствовали 6 классу чистоты. Все остальные требования
в этом случае сохраняются.
Торцовое уплотнение неподвижных соединении применяется
в большинстве узлов гидропоршневых насосных агрегатов:
в корпусах агрегатов, в поршневых группах, в цилиндрах,
в клапанных узлах.
Как показал опыт, торцовые уплотнения при всей своей
простоте вполне надежны. При правильном изготовлении и
сборке они в течение весьма длительного времени обеспечивают
герметичность соединений, находящихся под действием перепада
давления, превышающего 200 кПслР, в среде, состоящей из нефти,
воды и газа.
Очень часто в гидропоршневых насосных агрегатах с целью
уплотнения применяют гладкие конические соединения (напри-
мер, для уплотнения седел клапанов). Угол конуса в этом слу-
чае — 10° (±10'>.
Гладкое коническое соединение применяется также в качестве
опоры агрегата сбрасываемого типа для уплотнения его в седле
после запрессовки. Угол конуса в этом случае для облегчения
разъема соединения принимается в 60° (с контролем по калибру).
Обычно для обеспечения герметичности поверхности кониче-
ских соединений подвергаются тщательной механической обра-
ботке, соответствующей 7 классу чистоты, и совместной притирке.
6 А. С. Казак.	81
Однако наш длительный опыт эксплуатации таких соединений
показал, что, если соединения находятся под действием больших
перепадов давления (более 50 кГ/см?), плотно прижимающих
уплотняемые детали друг к другу, достаточно провести обработку
поверхностей, соответствующую 6—7 классам чистоты и не при-
тирать их совместно.
Ипогда для обеспечения герметичности используются кониче-
ские резьбовые соединения, применяемые для свинчивания на-
сосно-компрессорных труб. Как известно, эти соединения имеют
треугольную резьбу с углом профиля при вершине 60° и с конус-
ностью 1 : 16. Радиус закругления вершин профиля резьбы
несколько больше, чем впадин, благодаря чему обеспечивается
лучшее сопряжение боковых поверхностей витков и плотное
замыкание их.
Конструктивные приемы уменьшения влияния несоосности
соединяемых деталей на работу агрегатов
Выше было показано, что для успешной работы уплотнении
подвижных соединений должны быть обеспечены очень небольшие
зазоры между уплотняемыми поверхностями. При большой длине
хода поршневых групп гидропоршневых насосных агрегатов,
большой длине их и небольшом диаметре неизбежны отклонения
от соосности взаимодействующих узлов и деталей. Золотники
очень часто необходимо изготавливать с весьма точной подвижной
посадкой как по наружной, так и по внутренней поверхностям,
что вызывает большие технологические трудности. При жесткой
сборке таких соединений в процессе работы агрегата неизбежные
перекосы деталей затрудняют движение рабочих органов, а под-
час вызывают заедание их. Вызываемое перекосами боковое давле-
ние на поршни, штоки и золотники является одним из основных
факторов, способствующих износу трущихся поверхностей.
Для уменьшения вредного влияния перекосов и несовпадения
осей деталей в соединениях при конструировании гидропоршне-
вых насосных агрегатов широко используется такой прием.
Одна или обе сопряженные детали подвижного соединения искус-
ственно расчленяются на две части, а затем вновь соединяются.
Новым соединениям обеспечиваются ограниченная подвижность
и абсолютная герметичность. Герметичность соединения дости-
гается обычно постановкой уплотнительного резинового кольца
круглого сечения. Крепление деталей осуществляется таким
образом, что при этом обеспечивается небольшой (0.2—1,5 мм)
осевой зазор между их торцами.
Поверхности, уплотняемые резиновым кольцом, делаются
небольшой длины, Это при обычных для такого рода уплотнений
радиальных зазорах и наличии небольшого осевого зазора позво-
ляет деталям взаимно отклоняться не только в радиальном напра-
влении, но и под небольшим углом (до 1°) к их общей оси. При-
82
мерой такого решения может служить конструкция золотника
(рис. 28), одна из головок которого обладает ограниченной под-
вижностью, т. е. может отклоняться относительно оси в радиаль-
ном направлении на 0,07 лм и поворачиваться на угол в 45'.
В соединениях такого типа нельзя допускать большой вели-
чины осевых зазоров, так как при значительных взаимных осе-
вых перемещениях деталей соединения быстро изнашиваются
уплотнительные кольца и, следовательно, нарушается герметич-
ность соединений.
В некоторых случаях принимаются такие решения, когда
несколько соединений с ограниченной подвижностью объеди-
няются в общий узел, не имеющий жесткого крепления, а сво-
бодно сидящий на деталях подвижных соединений. Свобода
Рис. 28. Золотник, имеющий соединение одной из
головок с ограниченной подвшкдостыо.
1 — корпус золотника; 2 — кольцо уплотнительное; з — го-
ловка золотника; 4 — кольцо стопорное.
такого узла также обеспечивается наличием небольшого осевого
зазора. Примером такого решения может служить одна из кон-
струкций золотникового устройства, рассматриваемая ниже
(см. рис. 31).
Применение герметичных соединений с ограниченной подвиж-
ностью существенно улучшает технологичность конструкции.
Надежность таких соединений проверена длительным опытом
эксплуатации гидропоршневых насосных агрегатов в различных
условиях.
Соединения, тмеющие правильную конструкцию, качественно
изготовленные и собранные, успешно выполняют свое назначение
при работе агрегатов в скважинах до 2—3 лет.
Обычные перепады давлений, под действием которых рабо-
тают зти соединения, составляют 50—150 кПсм*.
Средства обеспечения соосности деталей в жестких неподвиж-
ных соединениях гидропоршневых насосных агрегатов вследствие
особенностей конструкций их весьма ограничены. Наиболее
доступными и часто применяемыми являются повышенные требо-
пппия к допускам на перпендикулярность торцов деталей по
отношению к их продольным осям, а также на соосность посадоч-
ных поверхностей-1 В узлах с неразъемными соединениями обра-
ботка таких поверхностей производится после сборки. Соосность
поверхностей обеспечивается соответствующей технологией.
«*
83
Предохранение резьбовых соединений от саморазвинчивания
Вопросу предохранения резьбовых соединений от самораз-
впнчивания при конструировании и эксплуатации гидропоршне-
вых насосных агрегатов уделяется особое внимание. Объясняется
это тем, что агрегаты в процессе работы недоступны для осмотра
и своевременного подтягивания резьбовых соединений. Вслед-
ствие этого саморазвиичивание резьбовых соединении приводит
обычно к тем или иным повреждениям деталей соединения. В боль-
шинстве случаев с саморазвинчивании резьбовых соединений
узнают по их последствиям, нарушающим режим работы агрегата
или вызывающим остановку его. Для ликвидации последствий
саморазвинчивания необходим подъем погружного агрегата на
поверхность и ремонт его с заменой поврежденных деталей.
Несмотря на важность рассматриваемого нами вопроса, количе-
ство средств для предохранения резьбовых соединений гидропор-
шневых насосных агрегатов от саморазвинчивания очень невелико.
Особенности конструкций погружных агрегатов не позволяют
применять большинство известных способов предохранения
от саморазвинчивания.
Из тех способов, которые могут быть применены в данном
случае, как наиболее надежные, зарекомендовали себя способы,
связанные с повышением сил трения в резьбе и на опорных тор-
цах. Поэтому качеству резьбы и чистоте ее поверхности уделяют
особое внимание, тем более, что большинство резьбовых соедине-
ний многократно собирают и разбирают. У всех резьбовых соеди-
нений сильной затяжкой обеспечивается хороший отказ на опор-
ных торцах, а там, где это возможно, ставятся контргайки. Для
большинства резьбовых соединений этих средств бывает доста-
точно, чтобы предупредить саморазвиичивание. Однако в некото-
рых соединениях, особенно в тех, где детали подвергаются удар-
ным нагрузкам, применяются дополнительные средства преду-
преждения саморазвинчивания. Наиболее надежными среди них
являются обслуживание резьб и свинчивание деталей в горячем
состоянии. При этом необходимо обеспечить хорошую чистоту и
обезжиривание резьб, а если они подвергались термической обра-
ботке, обязательно очистить от окалины на пескоструйном аппарате.
В тех случаях, когда нагрев деталей до температуры, необхо-
димой для обслуживания, недопустим (имеются резиновые де-
тали), применяется обработка резьб клеем БФ-2. При этом также
производится соответствующая подготовка резьб.
Опыт показал, что если качество резьб и сборки хорошее,
то резьбовые соединения работают без саморазвинчивания в тече-
ние весьма длительного времени.
Следует по возможности избегать термической обработки гото-
вых резьб, так как она, как правило, ухудшает качество их.
Саморазвиичивание конических резьбовых соединений преду-
преждается хорошей затяжкой их.
84
Предупреждению саморазвинчивания большинства резьбовых
соединений в очень большой степени способствует выбор режима
работы при расчете золотникового устройства, гарантирующего
минимальные по силе гидравлические удары, если невозможно
избежать их полностью, н наименьшую динамичность нагрузок.
Конструкции некоторых узлов
Цилиндры. При конструировании первых гидропоршне-
вых насосных агрегатов в целях облегчения освоения их произ-
водства конструкция цилиндров гидравлических двигателей и
насосов была принята в принципе такой же, как у глубинных
штанговых насосов, т. е- цилиндры собирались из нескольких
Рис. 29. Конструкция втулочного цилиндра.
1 — переводники; £ — кожух; 3 — втулки цилиндровые
износостойких цилиндровых втулок. Основное отличие их от
цилиндров штанговых насосов заключается в значительно меньшей
длине и меньшем количестве втулок. Так, если длина цилиндров
штанговых насосов, состоящих из 18 втулок длиной по 300 змс,
достигает 5,5 м, то длина цилиндров гидропоршневых насосных
агрегатов находится в пределах 0,5—2,0 м. Как мы увидим ниже,
существенно меньшая длина этих цилиндров по сравнению с дли-
ной цилиндров штанговых насосов создает возможности для новых
решений их конструкций.
Цилиндры (рис. 29) собирают из нормальных цилиндровых
стальных азотированных втулок 3 соответствующего диаметра.
Втулки свободно (с зазором около 1 мм на сторону) вставляют
в специальный кожух 2 с резьбами на концах и стягивают резьбо-
выми переводниками 1. Для обеспечения соосности всех деталей
цилиндров собирают их на специальных шлифовальных скалках
с длиной, превышающей длину цилиндров. Перед сборкой ци-
линдра в резьбовые переводники ввинчивают специальные сбо-
рочные оправки, внутренний диаметр которых равен диаметру
цилиндровых втулок. Благодаря тому, что зазоры между скалкой
и всеми втулками очень малы, при стяжке цилиндровых втулок
обеспечивается соосность всех деталей цилиндра.
Цилиндры рассмотренной конструкции хорошо зарекомендо-
вали себя в различных условиях эксплуатации. Однако они
обладают и некоторыми недостатками: 1) применение их возможно
только в паре с металлическим поршнем при щелевом уплотнении
85
подвижного соединения; 2) вставные втулки уменьшают полезное
поперечное сечение цилиндра; 3) сборка цилиндра довольно
сложна.
Вследствие сравнительно небольшой длины цилиндров гидро-
поршневых насосных агрегатов имеются технологические возмож-
ности изготовления без втулочных цилиндров- Конечно, изготовить
такие цилиндры сложнее, чем цилиндровые втулки, а точ-
ность канала цилиндра получается меньшая. Однако этот недо-
статок может быть компенсирован применение»! соответствующей
конструкции уплотнения. В частности, в паре с безвтулочными
цилиндрами могут применяться манжетные уплотнения, а также
поршни с поршневыми кольцами.
В гидропоршневых насосных агрегатах свободного типа пере-
ход от втулочных к безвтул очным цилиндрам позволяет в некото-
рых конструкциях увеличивать полезное поперечное сечение
их на 35—40%.
Поршни. В соединениях со щелевым уплотнением при-
меняются стальные поршни с хромированной поверхностью.
Наружный диаметр поршня должен быть подобран к диаметру
цилиндра соответствующей группы и изготовлен с допусками
DZ.oio4. Чистота поверхности должна соответствовать 9 классу.
В зависимости от условий работы и особенностей конструкции
поршни изготавливаются различной длины, но обычно длина их
редко превышает 903 жм. Поршни длиной 409—900 лм для щеле-
вых уплотнений делают из специальных труб, применяемых
в производстве штанговых насосов и изготавливаемых по ЧМТУ
2378-56 из стали .марки В или Ст.6. В одни конец такого поршня
ввинчивается переводник для штока, другой конец поршня дви-
гателя закрывается резьбовой заглушкой. Поршни насосов очень
часто делают проходными, т. с. через них пропускается из ци-
линдра нагнетаемая жидкость. В этом случае в поршне монти-
руют нагнетательный клапан. Применение проходных поршней
позволяет до минимума сократить вредный объем яасосных ци-
линдров и облегчает удаление газа из них, так как нагнетательные
клапаны размещены в самой верхней части цилиндров. Стальные
поршни двигателей и насосов выполняют преимущественно
с гладкой поверхностью.
Конструкции поршней с манжетным уплотнением решаются
по типу узлов, приведенных на рис. 18 и 19. В двигателях и насо-
сах дифференциального действия манжеты устанавливают с на-
правлением в одну сторону. В агрегатах двойного действия уста-
навливают две манжеты или две группы манжет, направленные
во взаимно-противоположные стороны, так как при изменении
хода изменяется и направление действующего перепада давления.
Штоки. Шток, жестко связывающий поршни двигателя
и насоса, является одной из наиболее ответственных деталей
агрегата. При относительно большой длине и малом диаметре
он подвергается большим знакопеременным динамическим на-
86
грузкам. Положение усугубляется тем, что коррозийная среда,
в которой работает шток, способствует снижению усталостной
прочности его, а перекоси, неизбежные в агрегате большой длины,
уменьшают устойчивость штока продольному изгибу. Прочность
и устойчивость штока оказывают решающее влияние да выбор
параметров и конструкцию гидропоршневого насосного агрегата.
В качестве материала штоков при работе в таких тяжелых
условиях хорошо зарекомендовала себя углеродистая сталь 50,
подвергнутая термообработке (нормализации). Поверхность што-
ков для повышения износостойкости хромируется, шлифуется
и полируется.
Чистота уплотняемой поверхности и резьб, а также отсутствие
подрезов имеют чрезвычайно ‘большое значение для прочности
штока и, в частности, для усталостной прочности. Большие требо-
вания предъявляются также к прямолинейности штоков.
Резьбовые соединения штока достаточно хорошо предохра-
няются от саморазвиичпвания контргайками. Соединения, редко
разбираемые или нуждающиеся в герметизации, помимо законтрм-
вания, облуживаются и свинчиваются в горячем состоянии.
В агрегатах, снабженных гидрозащитой насосных цилиндров
и поршней, штокя применяются пустотелые с каналом, имеющим
диаметр 4—6 дк. Изготавливают их из специального проката.
Гидрозащита. Выше было показано, что гидрозащита
применяется в гидропоршневых насосных агрегатах, предназна-
ченных для работы в скважинах, сложенных песчаными породами.
Основное назначение ее — предотвратить попадание пластовой
жидкости с песком в зазоры между цилиндром и поршнем погруж-
ного насоса. Защита осуществляется путем подачи в зазоры уплот-
нения относительно чистой рабочей жидкости, находящейся
под давлением, превышающим давление жидкости в насосе.
Пластовая жидкость очень часто содержит значительное количе-
ство воды, а нефть, выполняющая функции рабочей жидкости,
всегда обладает лучшими смазывающими свойствами и большей
вязкостью. Поэтому применение гидрозащиты пе только предот-
вращает попадание песка в зазоры, но также улучшает смазку
и сокращает утечки через щелевое уплотнение, если агрегат
работает в обводненной скважине.
Подача рабочей жидкости для защиты подвижного уплотне-
ния насоса обычно осуществляется через пустотелый шток. Ка-
нал этого штока должен быть соединен с полостью, находящейся
под давлением рабочей жидкости. Резьбовые соединения штока
должны быть герметичны.
Если поршень насоса иепроходной (рис. 30, Л), то в нем де-
лается канал в осевом направлении для прохода рабочей жидко-
сти, а в определенйом сечении поршня — радиальные отверстия,
соединяющие этот канал с поверхностью поршня* т. е. с зазором
уплотнения. В месте выхода радиальных отверстий на поверх-
ности поршня выполняется кольцевая канавка и, позволяющая
87
рабочей жидкости равномерно распределяться по всему периметру
уплотнения. Положение этой канавки определяется расчетом.
Участки поршня выше и ниже канавки по длине должны быть
пропорциональны действующим перепадам давления.
В проходном поршне насоса осуществление гидроващиты
усложняется и вызывает стеснение проходного сечения поршня.
Рис. 30. Узел гидрозащиты щелевого уплотнения насос-
ной части агрегата.
А — для непроходного поршня; Б, В, Г — для проходных поршней.
1 — переводник поршня насоса; 2 — поршень насоса; 3 — цилиндр
насоса; 4 — уплотнительные кольца; 5— распределительная втулка;
л, jw, р — каналы для рабочей жидкости; н — кольцевая канавка;
о, п — каналы для добытой жидкости.
Примеры решения узла гидрозащиты для проходных поршней
даны на рис. 30, J5, 30, В, 30, Г.
В конструкции, представленной на рис. 30, Б, подвод рабо-
чей жидкости к кольцевой канавке н на поршне осуществляется
через канал л в переводнике поршня и специальную распредели-
тельную втулку 5. Герметичность соединений втулки с поршнем 2
и его переводником 1 обеспечивается уплотнительными резино-
выми кольцами 4. Жидкость, нагнетаемая насосом, проходит
через каналы о и п.
88
Другим решением (рис. 30, В) предусматривается подвод рабо-
чей жидкости к канавке н непосредственно из переводника'
поршня, без распределительной втулки — через канал л и коль-
цевой канал р. В этом случае для уплотнения переводника исполь-
зуется лишь одно уплотнительное кольцо 4.
И, наконец, возможно решение (рис. 30, Г) без применения-
уплотнительных резиновых колец. Но в этом случае переводник
должен выполнять также функции поршня. Обработка его-
должна производиться в сборе с основным поршнем. К его
размерам (в уплотняемой части) и к износостойкости должны
предъявляться такие же требования, как и к основному
поршню.
Все рассмотренные варианты достаточно надежны в эксплуа-
тации.
Золотниковое устройство. Конструкции золот-
никовых устройств могут быть весьма разнообразны. Выбор той
или иной конструкции диктуется условиями эксплуатации гидро-
поршневого насосного агрегата и особенностями схемы его.
Характерной особенностью золотниковых устройств является
преимущественное применение щелевых уплотнений в подвижных
соединениях.
К четкости работы золотникового устройства предъявляются
высокие требования во избежание серьезных нарушений режима
работы всего агрегата. Нормальная работа золотникового устрой-
ства может быть обеспечена только при хорошем уплотнении
всех соединений. Поэтому в подвижных соединениях нового
нолотникового устройства зазоры, как правило, не должны пре-
вышать 25—35 мк на сторону, а поверхности сопряженных дета-
лей должны быть износостойкими. В целях повышения износостой-
кости детали подвижных соединений подвергаются азотированию
и хромированию. Перед хромированием твердость деталей повы-
шается термической обработкой.
В состав золотникового устройства кроме основного золотник®
должен входить вспомогательный золотник или пилот. Пилот по-
средством гидравлической связи управляет работой основного зо-
лотника, что делает работу основного золотника независимой от
скорости н инерции поршня. Основной золотник имеет головки раз-
личного диаметра- Такое устройство золотникового механизма.
Позволяет устанавливать любой режим работы гидропоршневого»
насосного агрегата, гарантирует безотказный запуск его из лю-
бого положения и предотвращает остановку поршневой группы-
в мертвых точках.
Головки основного золотника перемещаются в специальных
Цилиндрах. В этих цилиндрах (втулках) делаются окна для про-
хода рабочей и отработавшей жидкости, периодически пербкры-
пасмые золотником. Цилиндры могут быть выполнены в одном,
Корпусе иди же независимыми. Камеры золотника, заполняемые
рабочей жидкостью, при его переключении в одну сторону могут
«содержать запертый объем жидкости (за время хода поршня в од
«торону) или же утечки жидкости из камеры мргут пополни
рабочей жидкостью (в зависимости от принятой схемы).
Конструкция вспомогательного золотника" во многом завив
от принятой схемы механизма. Особенно распространены вс rd
могательиые золотники, жестко связанные с поршнем гидрам!
ческого двигателя. В этом случае все управление работой зол<
пикового устройства и двигателя осуществляется посредств!
только гидравлических связей. Некоторым недостатком это
решения является сравнительно большая длина пилота (так К|
«на находится в зависимости от длины хода поршневой групп
аа необходимость в щелевом уплотнении между длинным пилот<
Рис. 31. Золотниковое устройство дифференциального тдравли- }
ческого двигателя с использованием силовою штока в каче- !
стве вспомогательного золотника.	1
1 — упорное кольцо; 2 — уплотнительное кольцо; з — втулка золотника; 
4 — волотник; 5 — камера золотника; б — втулка сальника; ? — шток- "I
пилот.
-м внутренней поверхностью золотника. Большая относительна
скорость движения этих деталей вызывает ускоренный изно|
их рабочих поверхностей.	•
В целях упрощения конструкции и сокращения длины агр®
гата в некоторых схемах (см. рис. 12) предусматривается исполь
зование в качестве пилота штока, связывающего поршни двига
теля и насоса. Пример такого решения дан на рис. 31. Здес
золотниковое устройство размещено на штоке-пилоте. Конструи
ция его такова, что только цилиндр малой головки золотнии
имеет полужесткое герметичное соединение с корпусом двигц
теля. Все остальные детали золотникового устройства не имею!
жестких соединений с корпусом и свободно сидят иа штоке вслеД
ствие небольшой свободы осевого перемещения. Соединена
деталей золотникового устройства либо подвижные, либо с огра
ниченной подвижностью, уплотняемые резиновыми кольцам!
круглого сечения. В данной конструкции большая головка зо
лотника может иметь как щелевое, так и манжетное уплотнения
так как она перемещается в цилиндре, ие имеющем окон. Длнтель
ный опыт эксплуатации гидропоршневых насосных агрегате!
с золотниками, имеющими уплотнения обоих типов, как в вое
точных нефтяных районах, так и в Бакинском районе, при глу
•бине подвески агрегатов до 2100 лц показал хорошую работо
4)0
способность уплотнений. Манжеты для уплотнения изготавлива-
лись по ГОСТ 6969-54 из резиновой смеси марки 3825.
Иногда (особенно в агрегатах с большой длиной хода) приме-
няют пилоты, не имеющие жесткой связи с поршнем двигателя.
Такие пилоты механически переключаются в конце хода поршня
двигателя. Фиксация пилота после переключения осуществляется
обычно гидравлическая. Управление работой основного золот-
ника в данном случае осуществляется также посредством гидра-
влических связей. Один из примеров такого решения конструк-
ции золотникового устройства показан на рис. 32. Он разра-
ботан для агрегата, выполненного по схеме, приведенной
па рис. 13.
Форма и сечение окон и канавок, через которые осуще-
ствляются гидравлические связи отдельных органов гидравличе-
ского двигателя, весьма разнообразны. Определяются они осо-
бенностями схемы и конструкции двигателя.
Клапаны. Всасывающий н нагнетательный клапаны
являются важнейшими органами любого поршневого насоса.
Работоспособность насоса в значительной степени определяется
работоспособностью клапанов. Это положение особенно верно
для глубинных поршневых насосов, так как работают они подчас
в исключительно тяжелых условиях, откачивая из глубоких
скважин агрессивную жидкость с большим содержанием песка
л газа. В то же время небольшие диаметры глубинных насосов
позволяют разместить в них клапаны лишь небольших размеров
и очень ограничивают выбор конструктивных решений клапан-
ных узлов.
В течение многих десятилетий ведутся исследовательские
работы, ставящие своей целью повышение работоспособности
клапанов глубинных штанговых насосов. В результате этих
исследований было найдено, что наибольшей работоспособностью
обладают шаровые клапаны, изготовленные из нержавеющей
стали и подвергнутые термической обработке для увеличения
твердости. На основании результатов исследования была утвер-
ждена конструкция Клапанных узлов для массового произ-
водства.
В последние годы применение получили клапанные узлы
конструкции Е. В. Костыченко. Они отличаются от стандартных
узлов глухой клеткой с окнами, расположенными в верхней части
се, конструкцией фаски и пониженной твердостью седла. Для
уменьшения запаздывания посадки шарика на седло и улучше-
ния приработки его в этом узде применен вспомогательный шарик
меньшего диаметра.
При конструировании клапанных узлов гидропоршневых на-
сосных агрегатов был использован опыт работы клапанов в глу-
бинных штанговых насосах. Однако, как показали испытании,
использовать полностью результаты отработки клапанных
узлов для глубинных штанговых насосов при конструировании
91
клапанных узлов для гидропоршневых насосных агрегатов-
нельзя. И это вполне понятно, поскольку работоспособность-
клапанов в значительной степени зависит от режима работы
насоса. А режим работы погружного насоса с гидроприводом.
По ЛОБ	По БОБ
Рис. 32. Ковструкцпя золотникового устройства с концевыми переключате-
лями вспомогательного золотника (пилота).
а — положение золотников при ходе поршня двигателя вниз; б — положение золотников;
при ходе поршня двигателя вверх.
J — корпус золотникового устройства, жестко соединяемый с поршнем двигателя; 2 —
основной золотник; з — вспомогательный золотник (пилот).
существенно отличается от режима работы глубинного штанго-
вого насоса. Прежде всего число ходов гидропоршнев!.» насос-
ных агрегатов, выпускаемых в настоящее время, в 4—5 раз пре-
вышает число ходов глубинных штанговых насосов. Следовательно
и число ударов шарового клапана о седло у них в 4—5 раз
92
больше. Но дело не только в этом. Скорость посадки клапана
на седло, а следовательно, и сила удара пропорциональны числу
ходов во второй степени при неизменной длине хода, т. о. с уве-
личением числа ходов возрастают чрезвычайно быстро. Таким
образом, клапанные узлы гидропоршневых насосных агрегатов
работают со значительно большими нагрузками, чем у глубинных
штанговых насосов.
Закон движения поршня насоса с гидроприводом также отли-
чается от закона движения поршня глубинного штангового на-
соса. И это оказывает большое влияние на работу клапанных
узлов. Положительной особенностью гидропривода является
возможность устанавливать определенный закон движения
поршня, участки разгона и торможения его, а также остановки
в крайних положениях. Подробно об этом будет сказано ниже.
Поэтому при разработке клапанных узлов для гидропоршневых
насосных агрегатов был выполнен большой объем эксперимен-
тальных работ, продолжающихся и в настоящее время.
При работе шарового клапана на поверхности контакта шара
-с седлом возникают удельные давления, достигающие 3000 кГ1смъу
что вызывает при многократных ударах шара поверхностную
усталость деталей и износ рабочих поверхностей. Характерной
особенностью шарового клапана является неодинаковый износ
шара и рабочей фаски седла. Поверхность рабочей фаски седла
-относительно невелика и воспринимает все удары шара. Поэтому
сна изнашивается в первую очередь. Износ седел в некоторых
•случаях достигает очень большой величины. При подъеме шар
обычно совершает вращательное движение и, следовательно, на
рабочую фаску седла каждый раз садится новым участком поверх-
ности. Поскольку в работе принимает участие вся поверхность
апара, то вся она подвергается износу. Но величина износа шара
меньше износа седла вследствие приведенных выше причин.
Совершенство геометрической формы шара имеет чрезвычайно
большое значение для герметичности клапана. Даже небольшие
нарушения геометрической формы шара или появление изъянов
на его поверхности приводят к потере герметичности клапана,
не поддающейся устранению. Поэтому при конструировании
клапанных узлов предусматривается такая работа клапана,
при которой обеспечивается равномерная приработка шара.
^Отклонения от правильной сферической формы допускаются
в пределах 2—3 зек.
Практика показала, что даже при работе - гидропоршневых
насосных агрегатов в очень тяжелых условиях и в течение дли-
тельного времени возможно сохранение правильной сферической
формы у клапанных шаров. Так, например, в одном из клапан-
ных узлов насоса, совершившего около 3513  10s циклов, при
измерении шара было обнаружено отклонение от правильной
сферической формы всего лишь в 2 мку в то время как диаметр
шара уменьшился вследствие износа на 0,2 мм. И это явление
92
можно считать обычным при правильной конструкции клапан-
ного узла. В то же время, если шар обладает только одной сте-
пенью свободы, отмечается значительный односторонний износ-
его. Нам приходилось видеть шары, односторонний износ кото-
рых достигал 1—2 мм. Шар в этом случае приобретал грушевид-
ную форму.
Для сохранения герметичности клапанной пары необходимо
добиться того, чтобы рабочая фаска седла также изнашивалась
равномерно. Это особенно важно, когда жидкость содержит Пе-
сок, так как малейшая негерметичность в этом случае приводит
к быстрому местному промыву седла. Если же седло изнаши-
вается равномерно, то даже прио чень большом его износе герме-
тичность клапана сохраняется. В практике работы гидропоршпе-
вых насосных агрегатов отмечено .много случаев сохранения гер-
метичности клапанов, в то время как шар проседал вследствие
износа седла на 8—10 мм. Следует оговориться, что герметич-
ность в этих случаях сохраняется лишь при большой нагрузке
на клапан, под действием которой происходит деформация шеро-
ховатой поверхности рабочей фаски и упругая деформация всего
седла, что обеспечивает плотное прилегание рабочих поверхно-
стей клапана. При'проверке на вакуум-аппарате клапаны, рабо-
тавшие сколько угодно малое время, обычно оказываются негер-
метичными.
Основной причиной, вызывающей неравномерный износ рабо-
чей фаски и, следовательно, нарушение герметичности клапана,
является обычпо внсцентровая посадка шара на рабочую фаску.
Прн этом в точке удара возникают очень большие удельные
давления, вызывающие местные смятия рабочей фаски. Поэтому
при конструировании клапанных узлов необходимо стремиться
к обеспечению центральной посадки шара яа рабочую фаску
или в крайнем случае к предохранению ее от местных деформаций.
Достигается это как за счет соответствующего выбора конструк-
ции седла, так и корпуса клетки клапана. Готовый клапан обяза-
тельно должен быть испытан для проверки устойчивости его
работы и гидравлической характеристики, так как иногда
новые конструкции их работают неустойчиво или с низким
коэффициентом подачи, а иногда вообще не выполняют свои
функции.
В процессе промысловых испытаний гидропоршневых насос-
ных агрегатов с нормальными клапанными узлами глубинных
штанговых насосов в скважинах глубиной около 1000 м была
выявлена очень низкая работоспособность стандартных нагне-
тательных клапанов. Клапанные узлы конструкции Е. В. Косты-
чеико в тех же условиях оказались значительно работоспособ-
ней. Однако в скважинах с динамическими уровнями глубиной
около 2000 м работоспособность этих клапанных узлов также
оказалась недостаточной. В результате доводки работоспособ-
ность клапанных узлов была несколько улучшена и в таком
94
виде (рис. 33) они устанавливались в первых партиях гидропор-
шневых насосных агрегатов, выпущенных заводами.
Вследствие того, что работоспособность этих клапанов нельзя,
признать удовлетворительной, продолжаются поиски новых реше-
ний клапанных узлов, в частности с применением резиновых
уплотнителей.
Одним из недостатков конструкции узла нагнетательиога-
клапана, показанного на рис. 33, б, является выполнение седла.
Рис. 34. Шариковый на-
гнетательный клапан.
1 — переводник; 2 — шарик
вспомогательный; з— шарик
основной; 4 — седло; 5 —
корпус.
Рис. 33. Шариковые клапаны яла Е. В. Косты-
ченко.
« — всасывающий клапан; б — нагнетательный клапан
для проходного поршни.
/ — корпус; 2 — шарю; вспомогательный; 3 — шарик
основной; 4 — седло; 5 — наконечник.
клапана за одно целое с ниппелем из нержавеющей стали
марки 3X13 ввиду его небольшого диаметра. При термической
обработке этой детали изменяется геометрия и размеры резьбы,
ц поверхность ее покрывается окалиной. К тому же удары шара
при посадке на седло приходятся непосредственно у самой резьбы.
1 Гоэтому у резьбового соединения ниппеля -— седла с корпусом
клапана часто отмечается саморазвннчивание, сопровождающееся
разъеданием резьбы и потерей клапаном герметичности. Такие
неполноценные резьбовые соединения не удается предохранить
от саморазвинчивания даже при помощи облуживания резьб и
сиинчивания в горячем состоянии.
В целях устранения этого недостатка была разработана новая
Конструкция малогабаритного узла нагнетательного клапана
(рис. 34), в которой седло клапана, подвергающееся термической
«обработке, выполняется отдельно от ниппеля. Длительные про-
мысловые испытания этих клапанных узлов показали, что в них
для предупреждения саморазвинчивания резьбового соединения
достаточно обеспечить хорошее качество резьбы и затяжку ее
•с отказом на упорных торцах. Конструкция фаски седла здесь
принята такая же, как и в узлах конструкции Е. В. Костыченко.
Материалом седла служит сталь марки 3X13, закаленная до
’твердости HRC (40—45). Корпус клапана и ниппель изготавли-
ваются из стали марки 40Х.
Вторым недостатком клапанного узла (рнс. 33, б), не связанным
непосредственно с работой клапанной пары, является расклеп
верхнего днища корпуса, вызываемый ударами шаров при от-
крытии клапана. В результате многократных ударов днище не-
достаточно большой толщины может быть пробито насквозь.
В некоторых же случаях происходит частичное или полное закле-
пывание отверстий, предназначенных для прохода нагнетаемой
жидкости.
Добиться некоторого уменьшения силы удара шаров в днище
можно ограничением высоты их подъема. Однако высота подъема
шаров должна быть не менее 10 деле. При работе в скважинах,
не сложенных песчаными породами, хорошие результаты были'
получены при создании на шарик пружинной нагрузки.
В насосах с непроходным поршнем при конструировании
клапанных узлов необходимо обратить особое внимание на макси-
мальное сокращение вредного объема, так как в насосах этого
-типа имеются благоприятные условия для накапливания газа
в верхней глухой части цилиндра.
Наибольшие трудности возникают при конструировании кла-
панных узлов для насосов двойного действия. Объясняется это
тем, что в данном случае через клапанные узлы должен проходить
аптек. Для размещения клапанов остается лишь кольцевая часть
поперечного сечения насоса. Конструктивные решения таких
клапанных узлов сложны, а, следовательно, сложны и средства
повышения их работоспособности.
Т рудность создания относительно простых и достаточно рабо-,
•тоспособных клапанных узлов является основным препятствием,
при конструировании гидропоршневых насосных агрегатов двой-i
ного действия.	j
На рис. 35 для примера показано одно из решений группо-
вого клапанного узла, расположенного ниже цилиндра насосав
двойного действия. Этот узел состоит из трех параллельных вса-
сывающих и трех параллельных нагнетательных шаровых кла-]
панов. Корпусы и седла клапанов, размещенные в кожухе 4,1
tc двух сторон стягиваются переводниками, один из которых 2
показан на рисунке. Над опорной втулкой 16 размещено седло!
«группы всасывающих клапанов 11 с тремя отверстиями 1& для!
прохода жидкости под шарики клапанов 10. Над седлом 11 распо-1
ложен корпус всасывающих клапанов 9 с тремя камерами £4,1
диаметр которых обеспечивает строго вертикальное перемещение
шариков, соосное с рабочими фасками седла. Над корпусом вса-
сывающих клапанов размещены седло 7 и корпус 5 для трех наг-
нетательных клапанов.
Седла и корпусы клапанов, а также переводник 2 собираются
в фиксированном относительно друг друга положении, что дости-
гается при помощи двух штифтов 25. В опорной втулке 16 раз-
мещен сальник 17 со щелевым типом уплотнения, через который
проходит шток 1.
Через седла и корпусы клапанов, а также переводник 2 про-
ходят три сквозных канала 18, по которым жидкость, добываемая
из скважины, поступает в верхнюю полость цилиндра насоса
в процессе всасывания.
7 А. С. Каван.
97
В нижнюю полость цилиндра насоса жидкость при всасы-
вании поднимается по кольцевому каналу 15, через отверстия 14.,
кольцевой канал 13 и отверстия 12, а затем череэ камеру 23 и по
кольцевому каналу 3.
При нагнетании жидкость из цилиндра насоса движется в об-
ратном направлении по каналу 3, через камеру 22 и отверстия 8
попадает под нагнетательные клапаны б, пройдя их, попадает
в камеру 20, а из нее по двум каналам 21 выбрасывается в седло
агрегата и подъемные трубы. Торцовое уплотнение деталей дости-
гается за счет чистой обработки поверхности торцов н плотного
их прилегания, обеспечиваемого затяжкой резьбовых соединений.
Промысловые испытания узлов групповых шариковых кла-
панов дали удовлетворительные результаты.
Кроме насосных клапанов, в гидропоршневых насосных агре-
гатах свободного типа обязательно устанавливаются в седле
обратные клапаны. К этим клапанам предъявляются специфи-
ческие требования, которые необходимо учитывать при конструи-
ровании и эксплуатации. Заключаются они в том, что обратный
клапан, спущенным в скважину вместе с седлом, должен выпол-
нять свои функции в течение весьма длительного времени (иногда
в течение нескольких лет) и при этом обеспечивать полную герме-
тичность. Наличие в седле обратного клапана позволяет запол-
нить жидкостью колонны труб, спускать и поднимать на поверх-
ность агрегат свободного типа. В этих случаях клапан должен
быть закрыт. Наоборот, при работе агрегата клапан должен
быть постоянно открыт и уж во всяком случае он не должен нести
нагрузку при ходе нагнетания ио избежание износа и выхода из
строя. Достигается это за счет гидравлических особенностей
узла или другими средствами. Например, в некоторых случаях
применяется постоянный магнит, удерживающий клапан в от-
крытом состоянии при работе агрегата. При выпрессовке же
агрегата из седла клапан потоком жидкости отрывается от ма-
гнита и занимает рабочее положение. В большинстве случаев
обратные клапаны делают шарового типа.
Выход из строя обратных клапанов обычно отмечается в тех
случаях, когда насос работает длительное время с негерметич-
ными всасывающими клапанами. Поэтому наиболее действенным
средством предохранения обратного клапана является обеспе- ,
чение хорошей работоспособности всасывающих клапанов. В тех ‘
случаях, когда клапаны работают в очень неблагоприятных уело- ;
виях, применяется дублирование всасывающих клапанов. [
Иногда обратные клапаны делают смеппыми. В колонну труб 
они прямо сбрасываются и, дойдя до седла, уплотняются в ниж- j
ней части его. Подъем таких клапанов производится при помощи
канатика.
При оборудовании скважин по схеме с параллельными ко-
лоннами труб в седле агрегата помимо обратного клапана уста-
навливается вышибной клапан. Назначение его — опорожнение
98
колонн труб от жидкости перед подъемом. Обычно такой клапан
разрушается с помощью ломика, сбрасываемого в колонну труб.
Через открывающееся при этом отверстие жидкость вытекает
из колонн труб.
В некоторых конструкциях гидропоршневых насосных агре-
гатов свободного типа необходима установка обратных клапанов
и в верхней части гидравлического двигателя. При работе агре-
гата эти клапаны также должны находиться в открытом состоянии.
Через них проходит рабочая жидкость в гидравлический дви-
гатель. Закрываться они должны при остановке агрегата, пре-
пятствуя Свободному проходу рабочей жидкости в обратном
направлении в момент выпрессрвки агрегата из седла и подъема
его по трубам с помощью жидкости. Для этих клапанов не тре-
буется абсолютная герметичность и такая высокая долговечность,
кцк для обратных клапанов в седле агрегата. Конструкции их
могут быть весьма разнообразны. Основные требования к ним —
простота и небольшое сопротивление, оказываемое проходу ра-
бочей жидкости.
Подъемное устройство. Приспособления, служа-
щие для подъема и извлечения гидропоршневых насосных агре-
гатов свободного типа из скважин, устанавливаются в верхней
части агрегатов. Наиболее важным из них является специальная
манжета, описание которой дано выше. Иногда для гарантии
безотказного подъема устанавливают две манжеты.
В некоторых конструкциях агрегатов подъемное устройство
необходимо снабжать обратным клапаном, закрывающим про-
ход рабочей жидкости через каналы двигателя при выпрессовке
и подъеме агрегата.
Для захвата ловителем агрегата, поднявшегося к головке
устья скважины, и извлечения из нее, верхняя часть агрегата
обычно снабжается ловильным наконечником в виде пики.
Фильтр ы. Вход рабочей жидкости в гидравлический дви-
гатель обычно защищается дырчатым фильтром с отверстиями
сравнительно большого диаметра (3—4 лык н более). Такой фильтр
предохраняет двигатель только от попадания в него сравнительно
крупных посторонних предметов (кусков окалины, резины н др.).
При монтаже установки в трубы попадает много грязи, а в на-
чальный период эксплуатации со стенок новых труб отделяется
окалина. Значительная часть этой грязи может проходить через
приемный фильтр двигателя. Иногда для защиты двигателя при
первичных спусках применяют специальные стартовые фильтры.
Такие фильтры снабжаются мелкой сеткой с большой площадью*
поверхности и размещаются над основным фильтром. Они за-
держивают большую часть механических примесей, но сравни-
тельно быстро засоряются. К моменту их засорения насосные
трубы должны в значительной степени освободиться от грязи
и окалины. При засорении фильтра возрастает перепад давления
жидкости, действующий на него. Этот возросший перепад давления
7*	ей
обычно используется для открытия отверстия, позволяющего
жидкости проходить в гидравлический двигатель в обход стар-
тового фильтра. Такое устройство может быть, например, вы-
полнено в виде мембраны, закрывающей проходное отверстие
и разрывающейся при создании определенного перепада давления.
После первого же подъема агрегата на поверхность засо-
рившийся стартовый фильтр снимается с него.
На входном отверстии погружного насоса в некоторых слу-
чаях также устанавливают небольшой дырчатый фильтр для
защиты клапанов, главным образом, от кусков резины, обра-
зовавшихся при повреждении резиновых деталей.
В выпускаемых в настоящее время агрегатах приемным филь-
тром щелевого типа снабжаются также их седла.
Седло. В простейшем случае седло гидропоршневого на-
сосного агрегата может состоять из трубы с конусом или башма-
ком для посадки и уплотнения агрегата, спускаемого на трубах.
Для агрегатов трубного типа, спускаемых в скважину с пакером,
специальное седло не требуется.
Седла агрегатов свободного типа кроме посадочного конуса
должны обязательно иметь обратный клапан и специальные
точно обработанные цилиндрические участки для уплотнения
в седле гидравлического двигателя с помощью мягких уплотни-
телей (манжет или колец).
При концентричной подвеске колонн насосных труб в нижней
части седла делается манжетный уплотнитель. При параллельной
подвеске колонн насосных труб нижняя часть седла снабжается
специальным башмаком, связывающим обе колонны труб.
Наиболее сложными являются конструкции седел, в которых
размещается более одного канала агрегата. В этом случае седло
собирается из концентричных труб или же часть каналов разме-
щается в корпусе седла, имеющем продольные фрезерованные
пазы, закрытые приварными накладками. Однако применения
сварных седел следует избегать. Опыт показал, что они нетехно-
логичны и непрочны.
Большинство деталей седла изготавливается из трубного про-
ката углеродистой стали марки 35. Отверстия под резиновые
манжетные уплотнители растачиваются по 4 классу точности
и 6 классу чистоты поверхности. Посадочный уплотнительный
конус делается из нержавеющей стали марки 3X13, а поверх-
ность его обрабатывается по 7 классу чистоты.
Значительная часть трубных заготовок детален седла меха-
нической обработке не подвергается.
Конструкции колонн насосных труб
Для спуска гидропоршневых насосных агрегатов в скважины,
подвода к ним рабочей жидкости и подъема на поверхность Отра-
ботавшей и добытой жидкости применяются колонны свинченных
100
нефтепромысловых насосно-компрессорных труб. Герметичность
и предупреждение самор азвинчивания резьбовых соединений
достигаются за счет особенностей конической резьбы, которые
были отмечены выше.
Насосно-компрессорные трубы имеют наружные резьбы на
обоих концах. Соединение их производится при помощи спе-
циальных резьбовых муфт. На один конец трубы муфты навин-
чиваются при помощи машины на заводе. Свинчиваются трубы
в колонну вручную или при помощи специальных автоматов
(например автомата Г. В. Молчанова), устанавливаемых на устье
скважины.
Для эксплуатации гидропоршневых насосных агрегатов при-
меняются насосно-компрессорные трубы с условным диаметром
от 1 до 4." В настоящее время в Советском Союзе выпускаются
насосно-компрессорные трубы диаметром от П/г до 4" из стали
следующих марок : С, Д, 36Г2С и Е. Перечисленные марки
стали имеют различные пределы текучести, и соответственно
иа насосно-компрессорные трубы, изготовленные из них, допу-
скаются различные нагрузки.
Конструкция колонн насосных труб, спускаемых в скважину,
их размеры н прочностные характеристики в значительной сте-
пени определяют выбор параметров гидропоршневых насосных
агрегатов. В § 1 были показаны различные схемы спуска в сква-
жину гидропоршневых насосных агрегатов. Наиболее простой
является одноколонная однорядная конструкция с применением
пакера н использованием в качестве второго канала колонны
обсадных труб. При небольшом диаметре обсадной колонны и
небольшой глубине спуска пакер может иметь в некоторых слу-
чаях неподвижное соединение с седлом агрегата. В этих случаях
в седлах агрегатов должны иметься вышибные клапаны для спу-
ска жидкости из обсадной и насосной колонн труб перед подъемом
последней вместе с пакером.
Во всех остальных случаях колонны насосных труб с седлом
и пакеры поднимаются из скважины раздельно. Установка па-
кера на нужной глубине осуществляется с опорой его на забой
пли с фиксированием в обсадной колонне при помощи шлипсов.
Уплотнение же седла в пакере достигается с помощью либо глад-
кого конуса, либо резиновых манжет.
Две концентричные колонны насосных труб спускаются в сква-
жину последовательно. Уплотнение седла агрегата в наружной
колонне труб также производится при помощи либо гладкого
Конуса, либо резиновых манжет. В зависимости от типа уплот-
нения нижняя часть наружной колонны снабжается специаль-
ным посадочным конусом или конусом с хвостовиком под уплот-
няющие манжеты.
Уплотнение при помощи гладкого конуса имеет ряд недо-
статков: часть веса внутренней колонны труб передается на
седло агрегата и на наружную колонну труб, что может вызвать
101
продольный изгиб седла и увеличивает нагрузку наружной ко-
лонны труб, напряжения в которой и без того превышают напря-
жения во внутренней колонне труб; затрудняется подгонка ко-
лонн по длине. Применение манжетного уплотнения позволяет
осуществить независимую подвеску обеих колонн труб и облег-
чает подгонку колонн по длине. Многолетний опыт применения
манжетных уплотнителей показал полную их надежность. Обычно
внутренняя колонна труб спускается до упора в посадочный
конус, а затем приподнимается на несколько десятков санти-
метров, чем и достигается относительно независимая подвеска
колонн насосных Труб и облегчается подгонка их по длине. Кон-
струкция манжет и манжетных втулок применяется такая же.
как и для насосного агрегата (см. рис. 12, 22).
Наибольшие трудности возникают при конструировании
колонн насосных труб, спускаемых в скважину параллельно.
Параллельный спуск колонн насосных труб применяется в уста-
новках с использованием гидропоршневых насосных агрегатов
свободного типа. Количество колонн может быть 2 или 3 (при
замкнутой циркуляции рабочей жидкости).
Основная колонна насосных труб, в которую спускается аг-
регат, должна иметь диаметр 2 или 2*/а". В результате того, что
обсадные колонны имеют небольшой диаметр, вторая и третья
параллельные колонны могут быть приняты лишь очень неболь-
шого диаметра. Так, например, в скважину, обсаженную 66/в"
трубами могут быть параллельно спущены 2г/г и 1" колонны
насосных труб с высаженными концами или 2*/2" и l1/*" в слу-
чае применения специальных труб с приварными упрочненными
наконечниками.
Колонны труб должны иметь в нижней части неподвижное
и герметичное соединение. Спуск их в скважину производится
одновременно, причем трубы соединяются между собой специ-
альными хомутами. Хомуты обычно делаются разъемными и
штампуются из стали или отливаются из чугуна. Стягиваются
они болтами.
Для спуска и подъема параллельных колонн насосных труб
необходим специальный инструмент и применение специальной
технологии.
Пакеры
При эксплуатации скважин гидропоршневыми насосными
агрегатами применяются пакеры исключительно с самоуплот-
няющимися манжетами из нефтестойкой резины. Лишь в неглу-
боких скважинах малого диаметра пакеры могут иметь непод-
вижное соединение с седлом агрегата и удерживаться колонной
насосных труб. Во всех остальных случаях пакеры закрепляются
в определенном месте обсадной колонны при помощи шлипсов.
Рассмотрим одну из конструкций пакера этого типа (рис. 36),
разработанную ОКБ по бесштанговым насосам. Основным герме-
102

тизирующим элементом пакера является самоуплотняющаяся
манжета 6 из нефтестойкой резины, размещенная на пустотелом
штоке 10 пакера. Диаметр манжеты принимается несколько
больше диаметра труб обсадной колонны скважины, вследствие
чего она устанавливается в скважине с гарантированным натягом.
Под действием столба жидкости, имеющейся над пакером, само-
уплотняющаяся манжета разжимается и, плотно прилегая к стен-
кам обсадной колонны, обеспечивает абсолютную герметичность
соединения.
Затекание резины самоуплотняющейся манжеты в зазор между
обсадной колонной и металлическими деталями пакера предот-
вращается ограничителем 7 с резиновой манжетой 8, которая
под действием осевой нагрузки деформируется и плотно приле-
гает к стенкам обсадной колонны.
Для центрирования пакера при спуске его в скважину слу-
жат два фонаря. Один из них 3 устанавливается выше резиновых
манжет, а другой — ниже манжет. Каждый из фонарей имеет
по три стальных башмака 22, прижимаемых спиральными пру-
жинами 21 к стенкам обсадной колонны. Между манжетами и
нижним фонарем размещены три шлипса 15, удерживаемые от
выпадения из корпуса плоскими пружинами 24, 25 и стопорами
16 с витыми цилиндрическими пружинами 17.
Пакер в скважину спускается при помощи толкателя, предста-
вляющего собой стержень длиной не менее 2,5 м с утяжелителем
несом 250—300 кг. Толкатель, спускаемый на канате, упирается
в выточку хвостовика 19. При этом шлипсы плотно прилегают
к штоку пакера и не препятствуют его продвижению. Резиновые
манжеты при спуске пакера удерживаются от смещения упором 5.
По достижении пакером заданной глубины толкатель извле-
кается из скважины, а пакер удерживается в обсадной колонне
фонарями, башмаки которых спиральными пружинами 21 при-
жимаются к стенкам обсадной колонны. Зашлипсовывание пакера
в этом положении производится при спуске в скважину колонны
насосных труб с седлом гидропоршневого насосного агрегата.
Хвостовик седла с манжетным уплотнением входит в канал штока
пакера, а посадочный конус его опирается на воронку головки 1
пакера. Под действием веса колонны насосных труб верхний 2
и основной штоки пакера перемещаются вниз, в то время как ниж-
ний фонарь удерживается башмаками в прежнем положении. Ко-
нус 11, имеющимся на штоке пакера, при перемещении вниз раздви-
гает шлипсы до соприкосновения со стенками обсадной колонны.
Под действием радиальной и осевой нагрузок шлипсы врезаются
в стенки обсадной колонны и надежно фиксируют пакер. Поело
этого седло приподнимается на 200—500 мм для устранения про-
дольного изгиба седла и труб. В седле агрегата имеется обратный
клапан, препятствующий истечению жидкости из части обсадной
колонны, расположенной выше пакера, в нижнюю ее часть. По-
этому при валивке верхней части колонны жидкостью на само-
104
уплотняющуюся манжету действует перепад давления жидкости,,
плотно прижимающий ее к стенкам обсадной колонны.
Подъем пакера производится за верхний шток с помощью
внутренней труболовки типа ТВ-1—21 /2". При этом конус 77, под-
нимаясь вверх, освобождает шлипсы.
В муфте 4, соединяющей штоки пакера, предусмотрены от-
верстия для промывки кольцевого пространства между обсадной
колонной и пакером от возможных осадков перед его подъемом.
Отверстия служат также для слива жидкости в’скважину из верх-
ней части обсадной колонны при подъеме пакера.
Пакеры предназначены для применения в скважинах с пласто-
вой жидкостью, не обладающей сильными корродирующими свой-
ствами.
Техническая характеристика пакеров гидропоршневых
насосных агрегатов, применяемых в 5 н 6" скважинах
Шифр ..........................ПГН-5"А ПГН-б'Б
Размер обсадной колонны, дюймы . .	53/4	65/в
Внутренний диаметр обсадной колон-
ны, мм........................ 122—132	144—154
Наибольший перепад давления, воспри-
нимаемый пакером, кГ/см?-...... 250	250
Наименьшее проходное сечение пакера,
мм ... ...........	.	:	59+0’2	59+0’2
Дкаметр пакера (по металлу),	мм	.	.	118	138
Длина пакера, мм.................. 2320	1900
Вес пакера, кг.................... 70	110
§ 6. ОСНОВЫ ТЕОРИИ И РАСЧЕТ
В § 1 и 3 мы рассмотрели несколько схем насосных установок
и глубинных поршневых насосов с гидроприводом и познакоми-
лись с принципом их действия. Как отмечалось выше, во всех на-
сосных установках применяется гидропривод объемного типа.
Принцип действия объемного гидропривода, а следовательно и
погружных гидропоршневых насосных агрегатов, основан на ис-
пользовании закона Паскаля, гласящего, что внешнее давление,
которому подвергается жидкость в замкнутом сосуде, передается
во все точки объема жидкости с одинаковой силой.
Этот закон находит свое выражение в основном уравнении
Р — Ра + Рдоа + уИ	(1>
гидростатики, позволяющем определить величину абсолютного да-
вления в данной точке жидкости. Здесь ра — атмосферное давле-
ние, а Ддоб — добавочное давление на свободной поверхности
жидкости, которое в объемных гидроприводах передается на сво-
бодную поверхность жидкости при помощи поршня. Произведение
у II называется избыточным гидростатическим давлением (над.
давлением на свободной поверхности). Здесь II — глубина по-
гружения под свободную поверхность.
105
Рис. 37. Схема сообщающихся со-
судов.
г>	/л s	ед. силы
Все слагаемые в уравнении (1) имеют размерность •^г~лд^а •
И измеряются обычно как килограмм-сила на квадратный санти-
метр (кГ/см2).
Это уравнение справедливо не только для объема жидкости,
замкнутого в определенном сосуде, но также для сообщающихся
сосудов и для системы труб при условии, что жидкость однородна,
находится в равновесии и без разрывов занимает весь объем.
Если взять два закрытых сообщающихся сосуда (рис. 37) раз-
ных диаметров и через поршень, находящийся в сосуде 7, воздей-
“ п	Л
ствовать на жидкость сплои Pi, то жид кость с давлением р — ~~
будет действовать на поршень в сосуде 2 с силой
X?	О
Р^рР^Р^^р-^, (2).
если пренебречь потерями на
гидравлические сопротивления
и на трение поршней.
Здесь di и dz — диаметры
сосудов, a Fi и Fz — площади
поршней, перемещающихся в
этих сосудах.
Уравнения, аналогичные (2), широко применяются при стати-
ческом расчете и определении параметров установок погружных
гидропоршневых насосных агрегатов, позволяя установить наи-
более выгодное соотношение площадей поршней агрегата для раз-
личных нагрузок, соответствующих различным напорам погруж-
ного насоса.
Основными факторами, определяющими параметры гидропор-'
шневых насосных агрегатов, являются: 1) глубина динамического}
уровня жидкости в скважине; 2) дебит скважины; 3) очень неболь-j
шие наружные диаметры погружных агрегатов, а иногда и насос-^
пых труб; 4) особенности схемы и конструкции погружного arpe-Jj
гата; 5) характер жидкости, откачиваемой из скважины, ее вяз-^
кость и удельный вес, а также содержание в ней воды, механиче-
ских примесей, парафина и других составляющих, особенно газа,
являющегося основной причиной снижения коэффициента напол-|
нения погружного насоса.	'
Методика динамического расчета гидропоршневых насосных]
установок, связанная с необходимостью решения чрезвычайно
сложных задач, еще не разработана. Поэтому при проектирований
и эксплуатации установок производится обычно статический рас-!
чет их, позволяющий найти приближенные решения ряда вопросов<|
Расчетом определяются размеры рабочих органов погружного
агрегата, а также основные параметры установки: 1) необходимо^
давление рабочей жидкости у погружного агрегата и у енловоге)
насоса при определенных условиях экспл уатации; 2) расход раб о4
106
чей жидкости при различных режимах работы; 3) подача погруж-
ного насоса при различных режимах эксплуатации; 4) мощность
и к. п. д. установки.
Большую важность имеют расчеты золотникового устройства,
связанные с регулированием скорости и с реверсированием хода
поршня двигателя.
При расчете установки, помимо исходных данных, требуются
дополнительные: 1) о гидравлических сопротивлениях в трубо-
проводах установки; 2) о гидравлических и механических сопро-
тивлениях в погружном агрегате; 3) о величине объемных потерь
в уплотняющих соединениях погружного агрегата. Некоторые
из этих величин определяются расчетным путем, другие — экспе-
риментальным. В частности, достоверные данные о сопротивле-
ниях в агрегате можно получить только экспериментальным
путем.
Вследствие того, что насосные трубы гидропоршневых устано-
вок работают под большим избыточным давлением, запас прочно-
сти их должен обязательно проверяться расчетом при работе по-
гружных агрегатов в скважинах большой и средней глубины.
Давление рабочей жидкости
Рассмотрим гидропоршневые насосные агрегаты дифференци-
ального (см. рис. 12) и двойного действия (см. рис. 72). Введем
следующие обозначения:
<йд—диаметр поршня двигателя;
du — диаметр поршня погружного насоса;
•— диаметр силового штока;
dn — диаметр пилота;
dy — диаметр уравновешивающего штока;
FK — площадь поперечного сечения поршня двигателя;
FB — площадь поперечного сечения поршня погружного на-
соса;
Fm — площадь поперечного сечения силового штока;
/’п—-площадь поперечного сечения пилота;
Fy — площадь поперечного сечения уравновешивающего штока;
II—глубина подвески погружного агрегата;
Ни — высота подпора (глубина погружения агрегата под
динамический уровень);
hp — гидравлические сопротивления потоку рабочей жидкости
в трубопроводе от силового насоса до погружного агре-
гата;
7гц — гидравлические сопротивления потоку добытой жидкости
в трубопроводе до приема погружного насоса;
hcn — гидравлические сопротивления потоку смешанной жид-
кости в трубопроводе от погружного агрегата до прием-
ного резервуара на поверхности;
107
£и— сумма сопротивлений в погружном агрегате при ходе
поршней вниз;
5В — сумма сопротивлений в погружном агрегате при ходе
поршня вверх;
/?пр — противодавление на выкнде из трубопровода смешанной
жидкости;
Тр — объемный вес рабочей жидкости;
Уд — объемный вес добытой жидкости;
"Уем — объемный вес смешанной жидкости;
/>рн' — давление рабочем жидкости у погружного агрегата при
ходе поршней вниз;
ррв' — давление рабочей жидкости у погружного агрегата при
ходе поршней вверх;
Ррн — давление рабочей жидкости у силового насоса при ходе
поршней вниз;
ррв — давление рабочей жидкости у силового насоса при ходе
поршней вверх;
/?р — осредненное значение давления рабочей жидкости у
силового насоса.
На систему поршней и штоков погружных агрегатов действуют
следующие силы: 1) давление рабочей жидкости; 2) сумма гидро-
статического давления столба смешанной (отработавшей и добытой)
жидкости в колонне подъемных труб II усм, сопротивлений hcw и
противодавления на выкиде из трубопровода — (II + ЛСм) уСм + рпр;
3) гидростатическое давление столба добываемом жидкости в ко-
лонне обсадных труб, пропорциональное глубине погружения
агрегата под динамический уровень — Нп Уд. При работе агре-
гата в нем возникают также гидравлические и механические
сопротивления.
Необходимо также учесть сопротивления, возникающие при
движении жидкостей в трубах. Сопротивления в подъемных тру-
бах вызывают необходимость увеличения напора смешанной
жидкости. Сопротивления в приемных трубах уменьшают поло-
жительное влияние погружения агрегата под динамический уро-
вень. Сопротивления в колонне напорных труб непосредственно
вызывают необходимость увеличения давления рабочей жидко-
сти, создаваемого силовым насосом, которое в этом случае может
быть найдено из уравнений:
Рря = Ррн — О-1 (Н — лр) Тр>
Рр» = Pts —	(^ — Лр) VP-
При составлении уравнений статического равновесия поршне-
вых групп погружных агрегатов весом подвижных частей можно
пренебречь вследствие его относительно небольшой величины, а
разницей в геометрическом положении поршней двигателя и на-
соса можно пренебречь в результате того, что агрегаты спуска-
ются в скважины на глубину в сотни и даже тысячи метров. Точно
108
также можно пренебречь скоростными напорами рабочей жддао-
сти, подводимой к гидравлическому двигателю, и смешанной
жидкости, поднимающейся на поверхность, ввиду небольшой вели-
чины их.
В расчете учитывается противодавление рпр на выкнде смешан-
ной жидкости из скважины. Величина его может быть как большой,
так и малой, в зависимости от условий эксплуатации. В тех слу-
чаях, когда противодавление мало, им также можно пренебречь
при расчете.
Рис. 38. Расчетная схема гидропоршпевого насосного
агрегата дифференциального действия.
а. — ход поршней вниз; б — ход поршней вверх.
При откачке жидкости из обводненных нефтяных скважин
объемный нес ее отличается от объемного веса рабочей жидкости.
Разница в объемных весах может достигать 15—20% и имеет су-
щественное значение вследствие большой высоты столбов жидкости
в насосных трубах. Объемный вес поднимающейся на поверхность
смешанной отработавшей и добытой жидкости определяется из
соотношения расходов отработавшей н добытой жидкости
ТСИ=М^.	(4)
Гидропоршневой насосный агрегат диф-
ференциального действия. На расчетной схеме
агрегата показаны силы, действующие на поршневую группу при
ходе вниз (рис. 38, а) и при ходе вверх (рис. 38, б). Составим
уравнение равновесия для хода поршневой группы вниз
Ррн Fш	[(-Н “Ь ^см) Уем + Pup] Fm — Sa = 0.	(5)
109
Если глубину спуска погружного агрегата Н, величину под-
пора На и величину сопротивлений в трубопроводах выразить
в метрах столба жидкости, объемные веса жидкостей — в а/сл8,
противодавление — в кПсм\ сопротивления внутри агрегата —
в кГ, а площади сечений поршней и штока — в см*, то из ура-
внения (5) получим формулу для определения давления рабочей
жидкости у гидравлического двигателя в кГ/с-м?, при ходе поршней
вниз
Р₽н = О Л {Н -Ь Лсы) усМ pUp -l	кГ/см*.	(6}
Составам теперь уравнение равновесия для хода поршневой
группы погружного агрегата вверх
Ррв (/'д — Fm) — [(Н -}- Лем) Усм 4" Рпр] (Fn 4“ FB — Fin) 4-
4- (Н„ - Лв) уд FB - Sn = 0.	(7)
Преобразовав это уравнение с учетом размерностей, принятых
для формулы (6), получим формулу для определения давления
рабочей жидкости у гидравлического двигателя при ходе поршней
вверх
Ррв = 0,1 (Н + Лсм) уем 4" Рпр “t’
। [0,1 (Н 4- ftcM) Усм —0>1(Яп — Лд) Уд 4~ Рпр] Рц 4~	КГ]СМ% igy
Рд — Рщ
Приближенное значение давления рабочей жидкости, кото-
рое должен создавать наземный силовой насос, может быть найдено
из уравнений (3).
Если агрегат работает в скважине не обводненной и в системе
циркулирует одна жидкость с объемным весом у, а противодавле-
ние в выкидной линии отсутствует, то после подстановки выра-
жения (6) в уравнение (3) получим следующее значение давления
рабочей жидкости у силового насоса при ходе поршневой группы
агрегата вниз
Ррн = -jp- 4- 0,1У (Лр 4- Лсм) кГ/сА^,
т. е. в этом случае вся энергия расходуется на преодоление сопро-
тивлений в погружном агрегате и колоннах труб при перемеще-
нии поршневой группы вниз.
Гидропоршневой насосный агрегат
двойного действия с пилотом и уравно-
вешивающим штоком. На расчетной схеме этого агре-
гата также показаны силы, действующие на поршневую группу
при ходе вниз (рнс. 39, а) и при ходе вверх (рис. 39, б).
Рассмотрим сначала наиболее общий случай, когда поршни
гидравлического двигателя и погружного насоса имеют различ-
ные диаметры; силовой шток, пилот и уравновешивающий шток
также имеют различные диаметры.
НО
Составим уравнение равновесия для хода поршневой группы
вниз
Ррн(-^Д — Гу) — [(Н — Лсм) усм + Рпр] (Л’д + FB — Гш— Fy) +
“Ь Уд (Яп — Лд) (FB — Fni) — <SH =; 0.	(9)<
Рис. 39. Расчетная схема гидропоршневого пасосного агре-
гата двойного действия с пилотом н уравновешивающим
штоком.
а — ход поршней вниз; б — ход поршней вверх.
Преобразовав это уравнение с учетом размерностей, принятых-
нами выше, получим формулу для определения давления рабочей
жидкости у гидравлического двигателя при ходе поршней вниз
Ррп = 0,1 (Н + Лсм) “Уем -J- />пр
। [0,1 (Н + ^см) Тем — 0,1 (Нн — М Уд Ч~ Flip] (*н — Fщ) |- 6'к Kpic^zt (Ю)
Fa— Fy
Если погружной агрегат работает в необводпенной скважине
и объемный вес рабочей и добываемой жидкости равны
(Тр = Уд = У), формула примет более простой вид
Ррн = 0,1 (Н + ЛСм) У + Рпр 4-
। [0.1 (Н — Ни + hCM ~i~ Лд) у />пр] (Fh — ^ш) 4~	кр]CJ£
Fa~py
ш
Составим теперь уравнение равновесия для хода поршневой
группы агрегата вверх
Ррв№я 	-- ^П + ^у)   [(^ 4" ^см) Тем 4“ Рпр] X
X (-Рд Ч- Fs — Fn — Fm) 4~ Уд (fin — йд) {F& — Fy) — SB — 0.	(11)
Преобразовав уравнение (11) аналогично тому, как мы это де-
лали выше, получим формулу для определения давления рабочей
жидкости у гидравлического двигателя при ходе поршневой
группы вверх
' — [0,1 (Н -р feCM) Усм 4~ fnp] Д 4~	-Рц — -Рш)
Р₽В 	р р ~	'
-04 (Яп-М <fg-Zг^ъ+ s‘ кГ/сма.	(12)
В том случае, когда диаметры пилота и штоков погружного
.агрегата равны, т. е. dD = dy = dm, формула (12) принимает более
простой вид
Ррв = 0,1 (// 4“ &см) Уем 4~ Рпр +
। [0.1 (Н 4~ ^см) Уем —0,1 (Нп— fyi) Уд -j /’npl 4~ (Рн — Рщ) 4~»Sb
‘	Рд-Рщ
kFJcm2, (13)
„а формула (10) не изменит свой вид. В том случае, когда
Ур = Уд = У> формула (13) примет следующий вид
Ррв =0,1 (И 4- йсм) у 4- Рпр 4~
j [о,1 (Н — Ни 4- ^см 4~ ^д) У 4~ Рпр] (Рц — Рщ) 4~ ^'в KfjCM2 (14)
Рд —Рщ
Таким образом, если диаметры пилота и штоков агрегата равны,
значения величины давления рабочей жидкости при ходе вниз
t(см. выражение 10) и при ходе вверх (формула 13) очень близки.
Некоторая разница между этими величинами объясняется разли-
чием в величине сопротивлении в погружном агрегате при ходах
.вниз и вверх (5Н и 5b). Однако в рассматриваемой схеме эта раз-
ница так мала, что ею можно пренебречь. Расход рабочей жидко-
сти, скорости поршней и подача погружного агрегата при ходе
вниз и вверх также равны. Поэтому данная схема гидропоршне-
,вого насосного агрегата наиболее совершенна с точки зрения
уравновешенности.
Фактическая величина давления рабочей жидкости у наземного
силового насоса обычно отличается от его значений, определенных
.из уравнении (3). Объясняется это тем, что при статическом рас-
чете мы не учитывали инерционные силы и колебательные про-
цессы, возникающие в системе, не учитывали упругость больших
объемов жидкости и стенок труб. В то же время опыт показал,
•что приближенные результаты статического расчета в большинстве
случаев удовлетворяют требованиям эксплуатации гидропоршне-
вых насосных агрегатов и представляют значительную ценность при
412
их конструировании. Однако для создания высокоэффективных
агрегатов с хорошей работоспособностью этих данных недоста-
точно. Необходимо экспериментальное и теоретическое исследова-
ние динамических процессов в гидропоршневой насосной уста-
новке и создание методики динамического расчета ее. Работа эта
в настоящее время ведется, но она связана с решением задач чрез-
вычайно большой трудности, так как гидросистема установки
включает жидкостные звенья, обладающие большой массой и раз-
личной вязкостью, к тому же — переменной по длине трубопро-
водов и по времени; упругость жидкостей, циркулирующих в си-
стеме, также различна, причем в подъемных трубах она изменяется
по времени в зависимости от изменения содержания в жидкости
газа. Большое влияние на работу установки оказывает необычно
большая длина и емкость системы трубопроводов и режим работы
продуктивного пласта (изменение коэффициента продуктивности
пласта и забойного давления в скважине, газовые и песчаные про-
явления, изменение процентного содержания воды в добываемой
жидкости).
Для решения поставленной задачи потребуется проведение
значительного объема исследовательских работ, причем следует
отметить, что проведение экспериментального исследования осло-
жняется труднодоступностью погружного оборудования.
Расход рабочей жидкости
Гидравлический двигатель двойного
действия с пилотом. Расход рабочей жидкости в гид-
равлическом двигателе складывается из расхода, необходимого
для перемещения поршня и золотника.
Удельный расход рабочей жидкости в кубических метрах
в сутки, приходящийся на один двойной ход двигателя в минуту,
может быть найден из выражения
п, = [(2^Д-ГШ-Fn)a;-KF3-F„) yJK-60-24
4	1000000
или
д‘ = 0,00113 [(2йд — <4 — di) х + (di - <£) у] Л',	(14)
где Ра — площадь сечения большой головки золотника, ел<2;
— диаметр большой головки золотника, см;
х — длина хода поршней агрегата, см;
у — длина хода золотника, см;
К — коэффициент расхода рабочей жидкости, учитывающий
степень наполнения гидравлического двигателя и утечки
рабочей жидкости.
к = -Ч
где д? — теоретический расход рабочей жидкости при расчетной
длине хода поршня и золотника.
8 А. С. Казак.
113
Обратной величиной коэффициента расхода рабочей жидкости
является объемный коэффициент гидравлического двигателя
Под =	
Расход рабочей жидкости при работе агрегата с числом ходов п
в минуту
Q = Ч'п = 0,00113 [(2d* —	— d„) х +
+(4 — йц) УА Кп м3/сутки	(15)
или
q = 0,0000131 [(2^д — dm — ^п) + (d* — <Й) у] Кп л/сек.	(16)
В том случае, когда dn = dm,
q = 0,00113 [2 (d* — dm) X + (dj — dm) у] Кп м3/сутки
или
q = 0,0000131 [2 (d* — dm) x + (d\ — dm) yj Кп л/сек.
Дифференциальный гидравлический
двигатель. Удельный расход рабочей жцдкости в м3/сутки,
приходящийся на один двойной ход двигателя в минуту,
, _	+ (^з - Fin) У1ЙГ. 60  24
9	1000 000
или
= 0,00113 [<& + (<£-	(17)
Расход рабочей жидкости при работе агрегата с числом
ходов п в минуту
q = q'n = 0,00113 [d^x -|- (df — dm) У ( kn м3/сутки (18)
или
q = 0,0000131 [dtfc -p (dj — dm) у] Кп л/сек. (19)
Для агрегатов с определенными размерами эти зависимости
принимают более простые выражения.
Для агрегата типа ГИП2 и ГИНЗ q — 1,453 Кп м3/сутки,
»	»	» ГН4 q — 1,56 Кп м*/сутки,
»	»	» ГИН4 q = 2,06 Кп м3/сутки.
Подача погружного ai регата
Агрегат двойного действия с уравно-
вешивающим штоком. Добытая жидкость насосом
двойного действия подастся в колонну подъемных труб попере-
менно из верхней и нижней полостей цилиндра. Если диаметры
силового и уравновешивающего штоков равны, то объемы жидко-
сти, вытесняемые в колонну труб при ходе поршня вверх и вниз,
также равны.
114
Удельная подача насоса в м^/сутки, приходящаяся иа одмк
двойной ход я минуту, может быть найдена из выражения
ги  (2.Fh—I'm — ^у) а- 'По • 60 • 24
V ~	1000000
или
Q' = 0,00113(24 — 4.-4)®По-	(20)
где т|о — объемный коэффициент погружного насоса, учитываю-
щий степень наполнения его и утечки через уплотни-
тельные соединения.
где Qi — теоретическая подача погружного агрегата при рас-
четной длине хода поршня.
Подача агрегата при работе его с числом ходов п в минуту
Q = Q’n = 0,00113 (2d„ —	— dy) х т)о п м3/сутки (21)
или
Q — 0,0000131 (2d?, — dm — dy) х	л/сек. (22)
Если же диаметры силового и уравновешивающего штоков
равны, dy = dm, то
Q = 0,00226 (dj — d^j) х т|о п м^/сутки	(23)
или
Q = 0,0000262 (d^ — du) х т]оп л/сек.	(24)
Агрегат дифференциального действия.
Насосом дифференциального действия при ходе поршня вверх
и вниз в подъемные трубы вытесняется объем добытой жидкости,
равный объему, описанному поршнем лишь в одной полости.
Удельная подача его в м3/сутки, приходящаяся на один двойной
ход поршня в минуту, определяется выражением
Fb»4o 60-24
—1000000
пли
Q' = 0,00113 d„ х т]о«
(&)
Подача агрегата при работе его с числом ходов п в минуту
Q = Q'n = 0,00113 d^ х t]on м3/сутки	Х.2.6)
или
Q = 0,0000131 dg х т|о п л/сек.	(27)
8*
115
Для агрегатов с определенными размерами эти зависимости
примут следующие выражения.
Для агрегата ГИН2	Q = 0,576	т)о11 м3] сутки
»	»	ГИНЗ	Q — 0,754	"По п м3]сутки
»	»	ГН 4	Q = 0,812	До м3! сутки
»	»	ГИН4	Q = 1,143	До л м3/сутки
Мощность и коэффициент полезного действия
Полезная мощность погружного агрегата
Ла = кет,	(28)
где Нм = Н — Нп -f- Лд + Лдп — манометрический напор,
Q — подача, л/сек\
уд — объемный вес добытой жидкости,
г/сл8;
Лдд — гидравлические сопротивления
при подъеме добываемой жидкости
в насосных трубах от погружного
агрегата до приемного резервуара.
Полная мощность всей установки может быть найдена
из выражения
<29)
Величина осредненного значения давления рр рабочей жидкости
на выходе у силового насоса в кПсм* определяется при помощи
уравнений (3) или же из индикаторных диаграмм.
Здесь Т]ас — коэффициент полезного действия агрегата силового
'Qac — ПнсВДэд,	(30)
где т]нс — к. п. д. насоса силового; т]п — к. и. Д. передачи; 1]од —
к. п. д. электрического двигателя.
Формулой (29) следует пользоваться при выборе электродви-
гателя.
Выходную мощность силового насоса можно определить по
формуле
JVp = Квт,	(31)
а мощность потока рабочей жидкости на входе в погружной гидра-
влический двигатель по формуле
= Лрр-ьол^-Мтр] квт	(32)
116
Полезную выходную мощность погружного агрегата можно
выразить также через мощность установки в следующем виде
Na — N уТ]у-	(33)
Здесь
Пу = ПасПрИтрИдИпп	(34)
или	1
Т]у = Т]оуИгУИмУ>	(35)
где т]у — к-п. Д- всей установки;
i]p — к. и. д. регулятора расхода рабочей жидкости;
Птр — к. п. д. трубопроводов, по которым течет рабочая жид-
кость;	.
т)и — к. и. д. погружного гидравлического двигателя;
Пнп — к. п. д. насоса погружного; 
Ноу — объемный к. п. д. всей установки;
Т]му — механический к. п. д. всей установки;
Нгу — гидравлический к. и. д. всей установки.
Общий усредненный к. и. д. погружного агрегата
= П П   __________Q (Н—Яп+Нд+^п) Уд
4 '	, 8(Я-Лоп)тр ~ ?(10pp+honW) ’ (36)
102
где йоц — гидравлические сопротивления (в л.) при подъеме отра-
ботавшей жидкости в насосных трубах от погружного
агрегата до приемного резервуара.
Учесть раздельно гидравлические сопротивления при подъеме
отработавшей и добытой жидкостей можно лишь в установках
с замкнутой циркуляцией рабочей жидкости. В установках обычт-
ного типа добытая и отработавшая жидкости смешиваются и раз-
делить между ними величину гидравлических сопротивлений при
движении можно лишь ориентировочно, в зависимости от соотно?
шения расходов и режима течения. Однако погрешность при этом
будет сравнительно небольшой, поскольку на преодоление этих
сопротивлений затрачивается сравнительно небольшая часть энер-
гии.
По показаниям приборов и замерам подачи погружного насоса
и расхода рабочей жидкости в процессе эксплуатации легко опре-
делить к. п. д. всего погружного оборудования, включая потери
в трубах, по следующей формуле
у,  	__0,1 Q(H—Ип+^дЧ-Йдп) Уд	(V7X
Чпо — “дг~ —----------Г!------------ {о!)
Л Р	урр
Пользуясь этими же данными, можно определить полный усред-
ненный к. п. д. всей установки, введя в предыдущее выражение
значение к. п. д. агрегата силового т)ас> т- е-
“Пу — Ч«°Лас*
417
Наиболее полный и точный учет потерь энергии во всей уста-
новке может быть выполнен, если т|у определить из выражения
(33),т. е.
*	„ __ Мя __ Q (^—Нп4-Лд-}-?гдп)	/«ох
причем мощность Nv измеряется как активная мощность электро-
двигателя силового насоса электроприборами (счетчиком или
месс кофером).
Объемный к. п. д. установки можно выразить через объемные
к. п. д. отдельных узлов ее
1]оу — 'НосЧорЧодПо»	(39)
где i]oc — объемный к. п. д. силового насоса;
t]op — объемный к. п. д. регулятора расхода рабочей жидкости;
“Чод — объемный к. и. д. погружного гидравлического двига-
теля;
т]о — объемный к. и. д. погружного насоса.
При нормальных условиях эксплуатации утечки в трубопро-
водах должны совершенно отсутствовать.
где А — расход стравливаемой в регуляторе жидкости.
Утечки рабочей жидкости в гидравлическом двигателе проис-
ходят главным образом через уплотнения щелевого типа рабочих
органов двигателя (поршень — цилиндр, золотник — камера зо-
лотнийа), а если в погружном агрегате предусмотрена гидроза-
щита насосной части, то и через зазоры между цилиндром и порш-
нем погружного насоса.
Утечки добытой жидкости в погружном насосе происходят
через всасывающий и нагнетательный клапаны, а также через за-
зоры между поршнем и цилиндром, в том случае, если нет гидроза-
щиты их.
Гидравлический к. п. д. установки также можно выразить
через гидравлические к. п. д. отдельных узлов ее
Tjry ~ '^гс'Пгр'^гтр'Пгд'^гн»	(40)
где i]rc — гидравлический к. п. д. силового насоса;
г]гр — гидравлический к. п. д. регулятора расхода рабочей
жидкости;
ч]гтр — гидравлический к. п. д. трубопроводов рабочей жидко-
сти;
т]гд — гидравлический к. п. д. погружного гидравлического
двигателя;
т]гн — гидравлический к. п. д. погружного насосу.
„	/ф—ДРРег
Пгп ---------- .
118
гдо Дррег — потеря давления рабочей жидкости в регуляторе.
Рр— A jpPer—2S А
Пгтр = ---------т--------,
р	Д₽— А Руст
где “S А Ртр — сумма местных и путевых потерь давления в си-
стеме трубопроводов.
Гидравлические сопротивления в трубопроводе от силового
насоса до регулятора здесь не учтены, так как они обычно невелики.
7>Р—2
’1ГД^ Рр
где 2дРд — сумма гидравлических сопротивлении в гидравли-
ческом двигателе
п Дм
’I'"— н,.’
где Нщ — индикаторный напор в цилиндре погружного насоса.
Механический к. п. д. погружного агрегата может быть най-
ден из выражения
Цма = ЧмдЛмн = дг* ° »	(41)
где т]ыд — механический к. п. д. гидравлического двигателя;
Чмн — механический к. п. д. погружного насоса;
Niji — индикаторная мощность гидравлического двигателя;
хУгн — индикаторная мощность погружного насоса.
Величина механических сопротивлений в погружном агрегате
определяется обычно экспериментально. Методика ее определения
будет изложена в следующем параграфе.
Рассматривая к. п. д. установки и отдельных узлов ее, мы
имели в виду усредненные значения их.
Гидравлические сопротивления
Как показано выше, длина трубопроводов в гидропоршневых
насосных установках, по которым при помощи рабочей жидкости
подводится энергия к погружным агрегатам и отводится отрабо-
тавшая жидкость, необычайно велика по сравнению с системами
гидропривода, применяемыми в других областях техники. Следует
отметить также, что по этим трубопроводам пропускаются сравни-
тельно большие расходы жидкости. Поэтому гидравлические со-
противления в системе трубопроводов установки составляют зна-
чительную часть потерь энергии и иногда являются причиной
заметного снижения к. п. д. установки. Большой удельный вес
составляют также местные гидравлические сопротивления, возни-
кающие при проходе жидкости через специальную арматуру и
фасонные части наземного оборудования и, особенно, при проходе
119
ее через фильтры, клапаны, каналы, окна и золотник погружного
агрегата.
На концах трубопроводов установлены насосные агрегаты
поршневого типа с заданными характеристиками работы, и дви-
жение упругих жидкостей в упругих трубопроводах является
неустановившимся. Следовательно, наряду с определением гидра-
влических потерь при неустановившемся движении реальных
жидкостей нужно было бы учитывать также инерционные по-
тери. Однако эта задача пока не имеет решения, и в настоящее
время определяются обычно лишь гидравлические сопротивления
при средней скорости движения - жидкостей в трубопроводах,
причем движение их условно принимается установившимся.
Как известно, потеря напора по длине трубопровода круглого
сечения определяется по формуле Дарси-Вейсбаха
* =	(42)
где L — длина трубопровода, на которой определяются потери;
1 — коэффициент трения.
Если потерю напора выразить в кГ№, длину и диаметр трубо-
провода в л, среднюю скорость течения жидкости в м!секу уско-
рение силы тяжести в лс/сек2, а объемный вес жидкости в кГ1м3у
то эта формула будет иметь следующий вид
А Р = Ь V V кГ/м‘-	(43>
Если трубопровод имеет сечение не круглое, то при турбулент-
ном режиме потери давления в нем определяются по следующей
формуле
др = х^'^,'’кг/л‘2’	<44)
где 7? — гидравлический радиус, определяемый из выражения
р
Й=Т’
где со — живое сечение трубопровода;
% — смоченный периметр трубопровода.
В том случае, когда установка оборудуется двумя концентрич-
ными колоннами насосных труб или одной колонной насосных
труб и пакером, отработавшая и добытая жидкости поднимаются
на поверхность по кольцевому пространству между колоннами
труб, соответственно насосных или обсадных и насосных,
Для кольцевого трубопровода
о --------------------------^вн
7?=—*------,
где dK — внутренний диаметр наружной трубы;
dBH — наружный диаметр внутренней трубы.
120
Для этого случая формула (44) примет следующий вид
=	----(45)
«н--ЙЕН 4g	'	'
При ламинарном режиме течения жидкости по кольцевому
ЯШ налу между колоннами труб расход ее [19] может быть опре-
делен по формуле
п_ Я Др Г <	»	('’«-'«I*]
1д^ I» f46»
Где гв — внутренний радиус наружной трубы;
гПн — наружный радиус внутренней трубы;
р. — коэффициент динамической вязкости.
Средняя скорость определится по формуле
Q = ДД
со 8р£
2 ,	2
ги + гвн —
(47)
а потери давления по формуле
8ц vL
Др =
ни
Если в это уравнение
труб вместо радиусов, то
д 64_________________________
Р Re < + <„ ,
Ген
ввести число Рейнольдса и диаметры
1)2
Если
2,3
«н
<? + liL , Лк+Дш л
dH-d™ 2,3 lg
<?н---^вн
ТО
^- = Х,
Re

(48/
Выражение d0 называют приведенным диаметром.
Коэффициент сопротивления трения, являющийся безразмер-
ной величиной, определяется, как известно, эмпирически. При
ламинарном режиме течения жидкости, а также при турбулентном;
Ш
режиме течения в гидравлически гладких трубах величина его
зависит только от числа Рейнольдса
Re — JL-. —для трубопровода круглого-сечения;
Re _ v	---цЛЯ трубопровода кольцевого сечения.
При турбулентном режиме течение жидкости в шероховатых тру-
бах Z зависит не только от числа Рейнольдса, но и от величины
к
относительной шероховатости — и от характера шероховатости.
Здесь к — абсолютная шероховатость стенок (величина выступов
шероховатости). При Re > 80000 и вполне шероховатых трубах
X изменяется уже только в зависимости от шероховатости.
В трубопроводах гидропоршневых насосных установок мо-
жет наблюдаться как ламинарный, так и турбулентный режимы
течения жидкостей в вависимости от их вязкости, параметров
й режима работы установки. Поэтому при расчете в первую очередь
необходимо определить характер режима течения жидкости.
При исследовании движения нефти в кольцевом пространстве
между колоннами насосных труб автором было установлено, что
переход ламинарного режима течения в турбулентный происхо-
дит при критическом значении числа Рейнольдса ReJip = 500 —
1000. Малые значения ReKP объясняются возмущающим действием
муфтовых соединений труб и неконцентричностью колонн.
В трубопроводах круглого сечения ламинарный режим течения
переходит в турбулентный при критическом значении числа
Рейнольдса около 2000.
Нередко в трубопроводах установок может быть течение жидко-
сти в зоне перехода от ламинарного режима к турбулентному. Для 
этого случая Н. 3. Френкель [20] предлагает определять коэффи-
циент трения по приближенной формуле	:
<«>|
Коэффициент трения для потока рабочей жидкости при лами- |
парном режиме течения в колонне насосных труб круглого сечения ’
с достаточной степенью точности можно определить по формуле'
<5°)'
Этой же формулой вследствие отсутствия экспериментальных
данных пока приходится пользоваться и при определении Л для
потока смеси отработавшей и добытой жидкости, поднимающейся,
на поверхность по колонне насосных труб круглого сечения,,
в случае оборудования установки гидропоршневого насоса двумя
параллельными колоннами насосных труб.
122
Кольцевой канал между колоннами труб в большинстве слу-
чаев используется для подъема отработавшей и добытой жидкостей.
При ламинарном режиме течения жидкости в кольцевом канале
между колоннами труб для получения ориентировочной величины
Z также приходится пользоваться формулой (50). Движение
дсидкости в подъемных трубах круглого и кольцевого сечении из
нефтяных скважин совершенно не изучено. Условия движения
жидкости в этих трубах бывают чрезвычайно разнообразны и мо-
гут изменяться во времени. Во всех случаях работы погружных
агрегатов в нефтяных скважинах на поверхность по кольцевому
трубопроводу поднимается нефть в смеси со свободным газом,
причем содержание в смеси свободного газа по мере подъема
жидкости к устью скважины увеличивается за счет выделения из
нефти растворенного в ней газа.
Если погружной агрегат работает в обводненной скважине, то
в подъемных трубах движется неоднородная смесь из нефти,
воды и газа. Следует отметить, что содержание свободного газа
в жидкости почти постоянно меняется и иногда в весьма широких
пределах в зависимости от газопроявлений скважины. Газопро-
явления существенно влияют на величину потерь давления в подъ-
емных трубах. Если еще учесть, что течение жидкости не является
изотермическим, то станет понятным, какие большие трудности
нужно преодолеть для точного определения Z. Причем получен-
ные точные значения Л, очевидно, могут быть использованы лишь
в очень узких рамках конкретных условий движения жидкости.
Турбулентный режим течения жидкости в стальных трубопро-
водах круглого и кольцевого сечений гидропоршневых насосных
установок происходит прп небольших значениях числа Рейноль-
дса. Поэтому принято к определять по формулам для гидравли-
чески гладких труб. Обычно для этой цели применяется формула
Блазиуса
(51)
у Re
Применение этой формулы для случая течения жидкости в коль-
цевом пространстве между колоннами насосных труб едва ли
может быть оправдано. Однако по указанным выше причинам это
приходится допускать.
Местные гидравлические с о п р о т и в л е-
н и я. Местные гидравлические сопротивления, вызывающие по-
тери напора в оборудовании установки, разнообразны. Здесь
имеются потери при повороте потока жидкости, прп внезапном
сужении и расширении, потери при прохождении клапанов и кра-
нов и другие. Величина этих потерь существенно изменяется в зави-
симости от изменения состава и температуры жидкости.
С теоретическими основами природы местных гидравлических
сопротивлений можно познакомиться в специальной литературе
[21]. Величина потерь напора от местных сопротивлений выра-
123
I
I
I
I
I
I
I
I
I
11
11
11
11
11
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
в
в
в
в
в
в
в



I
н
I
'
в
и
жается обычно через скоростной напор, соответствующий скорости
жидкости за препятствием
=	(52)
где £ — коэффициент местного сопротивления.
При вычислении местных потерь напора можно пользоваться
лишь' приближенными опытными данными. Необходимо учесть, 
что применение этих данных ограничено рамками условий, в кото- i
рых производились опыты.
При подсчете общих потерь напора в системе гидропривода
для учета местных потерь обычно пользуются методом эквива-
лентных трубопроводов, заменяя потерю напора в каком-либо
.местном сопротивлении равной потерей напора в трубопроводе
определенной длины и диаметра, т. е.
j. 1>2	, L
S 2g d 2g '
Отсюда
_L-X
d К '
При вычислении длины трубопровода, эквивалентной опреде-
ленному местному сопротивлению, значение -j- необходимо умно-
жить на диаметр этого трубопровода.
Гидравлические сопротивления в погружном агрегате обычно
определяются экспериментально, при помощи статической про-
ливки каналов и отверстий, поскольку учесть взаимное влияние
большого количества близко расположенных местных сопротивле-
ний при расчете невозможно. В то же время определение гидравли-
ческих сопротивлений в погружном агрегате должно выполняться
с достаточно высокой степенью точности, так как на преодоление
их затрачивается значительная часть энергии силового агрегата.
О методах экспериментального определения гидравлических и
механических сопротивлений в погружном агрегате будет сказано
в следующем параграфе.
Течение жидкости в кольцевых щелевых уплотнениях
и объемные потери
Уплотнения щелевого типа весьма широко применяются в раз-
личных гидравлических агрегатах. В гидропоршневых насосных
агрегатах большая часть уплотнительных подвижных соединений
выполняется именно по этому типу. Герметичность их достигается
благодаря большому сопротивлению проходу жидкости в малых
зазорах между сопряженными деталями. Величина гидравличе-
ского сопротивления щели находится в зависимости от скорости
течения жидкости и от ее вязкости, а также от размеров щели и
качества поверхностей, образующих ее.
124
Под зазором (кольцевой щелью) обычно понимается номиналь-
ная величина зазора между внутренней поверхностью цилиндра
и наружной поверхностью поршня (рис. 40, «), равная
« йд—dn
s‘“' Г-’
где — диаметр цилиндра;
du — диаметр поршня.
В щелевых уплотнениях ширина зазора принимается за ха-
рактерную длину при вычислении числа Рейнольдса вместо диа-
метра труб круглого сечения.
Рис. 40. Виды кольцевых щелей.
и — концентричная; б — эксцентричная; в — с не-
полным эксцентриситетом.
Гидравлический радиус кольцевой щели имеет следующее
выражение
D __ о _ п ~ dn> _ —<?п _
X 4n(tfu+dn) 4	2 *
Выразив число Рейнольдса через гидравлический радиус,
получим
т, __ vd v^R 2vs
Величина критического числа Рейнольдса зависит от характера
щели. Для концентричных гладких щелей Rebp 2200, для не-
концентричных гладких щелей ReKp ~ 2000. При наличии на
поршне поперечных канавок значение ReKP существенно умень-
шается.
Для кольцевой концентричной щели при ламинарном режиме
течения коэффициент трения определяется из уравнения
2£
Ro '
(54)
Если поршень расположен по отношению к цилиндру эксцен-
трично, то сопротивление щели течению жидкости уменьшается.
125
При максимальной эксцентричности щели (рис, 40, б) и ламинар-
ном режиме течения коэффициент трения
>- = <-,	(55)
т. о. меньше в 2,5 раза, чем при концентричной щели, а следова-
тельно и расход жидкости через щель будет для этого случая
в 2,5 раза больше.
Практически во всех гидравлических агрегатах поршень по
отношению к втулке занимает положение, промежуточное между
концентричным и положением с максимальным эксцентриситетом,
т. е. в этом случае кольцевая щель будет с неполной эксцентрич-
ностью (рис. 40, в). Определить фактическую эксцентричность
щели невозможно.
Очевидно, что для этого случая расход жидкости через щель
должен быть больше, чем для концентричной щели, но меньше,
чем для щели с максимальной эксцентричностью. На величину
расхода жидкости через капиллярную кольцевую щель влияют
дополнительные факторы, такие как изменение вязкости жидко-
сти в щели, облитерация щели, изменение размеров щели под.
влиянием давления и температуры, производственные неточности
изготовления деталей.
Для определения перепада давления и расхода жидкости через
кольцевые щели при ламинарном режиме течения рекомендуются
экспериментальные [22, 23] формулы, обеспечивающие достаточ-
ную для практических целей точность:
а) для случая подвижного поршня
Л Л b°’,42ss Д р я dg ч.	/с--ч
Л Q = —— см?/сек’
б) для случая неподвижного поршня
=	(58)
Д Q = b<>^&IPy-de- ем?/сек-	<59>
Здесь b — величина, численно равная ширине щели $, выра-
женной В Л1К.
В кольцевых щелях уплотнительных соединений гидропоршне-
вых насосных агрегатов, как правило, наблюдается ламинарный
режим течения жидкости, так как ширина щелей достаточно мала,
а в качестве рабочей жидкости применяется нефть, имеющая
вязкость, измеряемую многими сантистоксами. Следовательно,
для расчета щелевых уплотнений можно пользоваться вышепри-
веденными формулами (56—59).
12G
С особой тщательностью необходимо выполнять расчеты уплот-
нений золотникового механизма, так как качество этих уплотнений
существенно влияет на режим работы гидропоршневого агрегата.
Как это будет показано ниже, в цикле работы золотника, соот-
ветствующем одному двойному ходу поршневой группы агрегата,
большой удельный вес занимают стоянки золотника в крайних
положениях. Очевидно, для этих положений золотника расчет
щелевых уплотнений головок золотника нужно вести по форму-
лам (58—59).
Расчет щелевых уплотнений поршней двигателя и насоса, а
также штока во втулках сальника следует выполнять по форму-
лам (56—57).
Турбулентный режим течения жидкости в уплотнительном
соединении цилиндра и поршня насосной части гидропоршневого
агрегата может быть в том случае, если насос откачивает из сква-
жины воду и не имеет гидрозащиты рабочей Жидкостью, а зазоры
в этой паре достаточно велики.
Определение расхода утечек жидкости через кольцевую щель
при турбулентном режиме течения рекомендуется [24] выполнять
по следующей формуле
А <2 — 5,05 лd g • J-- см3/сек, (60)
где d и s выражены в см;
g — в см/сек3;
v — в см?! сек;
L — в м;
А Н — перепад напора в м.
В некоторых случаях на поршнях гидроагрегатов делают по-
перечные кольцевые канавки, способствующие разгрузке поршня
от радиального давления жидкости, прижимающего обычно его
к одной стороне цилиндра. Они также улучшают смазку трущихси
поверхностей и облегчают вынос из щели твердых механических
частиц, проникших туда вместе с жидкостью.
В эксцентричной кольцевой щели с поперечными канавками
резкий переход от ламинарного режима течения к турбулентному
наблюдается при числе Рейнольдса Векр = 800.
Опыты показали, что при ламинарном режиме течения сопро-
тивление щели течению жидкости уменьшается на величину, про-
порциональную суммарной ширине канавок, т. е. наличие канавок
ухудшает уплотняющие свойства щели.
При турбулентном режиме поперечные канавки улучшают
уплотняющие свойства щели, причем с увеличением числа Рей-
нольдса эффект, получаемый от наличия канавок, постепенно
уменьшается и при Re > 22000 полностью пропадает.
Таким образом, ввиду того, что в щелевых уплотнениях гидро-
цоргпневых агрегатов, как правило, наблюдается ламинарный
режим течения, применение поперечных канавок с точки зрения
уплотняющих свойств щелей нецелесообразно.
127
Регулирование скорости и реверсирование хода
поршня двигателя
Обычно погружные гидропоршневые агрех'аты длительное
время работают без изменения режима и следовательно без из-
менения средней скорости поршневой группы. Средняя скорость
поршня двигателя определяется расходом рабочей жидкости, под- 1
водимой к гидравлическому двигателю. Регулируемых силовых на- ,
сосов, пригодных для работы в промысловых условиях, в настоящее
время не существует. Объемное регулирование средней скорости
поршня двигателя может осуществляться грубо путем подбора
силового иасоса с соответствующей подачей рабочей жидкости
или ступенчатым изменением подачи установленного силового
насоса. Изменение подачи силового насоса выполняется обычно
заменой плунжеров одного диаметра на плунжеры другого диа-
метра или изменением числа ходов посредством редуктора.
Большим преимуществом объемного способа регулирования
является отсутствие потерь мощности.
Точное регулирование средней скорости поршня двигателя
осуществляется дроссельным способом. Дроссель устанавливается
в начале трубопровода, подводящего рабочую жидкость к гид-
равлическому двигателю, давая возможность изменять сопро-
тивление проходу рабочей жидкости. Таким образом, регули-
рование производится «на входе» жидкости в гидравлический
двигатель. Излишек жидкости стравливается и отводится во
всасывающую линию силового иасоса. При этом, в отличие от
объемного регулирования, происходит потеря мощности и умень-
шение общего к. п. д. установки. Поэтому при эксплуатации •
установок необходимо стремиться к тому, чтобы расход стравли-,
веемой жидкости при точном регулировании средней скорости
поршня был минимальным. Достигается это соответствующим
подбором погружного агрегата и плунжеров или числа ходов
силового насоса. Расход стравливаемой жидкости резко сокра-
щается в групповых установках. Здесь от общего напорного тру-
бопровода рабочая жидкость поступает к большой группе сква- )
жин и следовательно имеются хорошие возможности для приве-
дения в соответствие суммарного расхода рабочей жидкости по- i
гружными агрегатами и суммарной подачи силовых насосов. |
Стравливание рабочей жидкости производится только один раз ]
для всех скважин — из общего напорного трубопровода. Однако.?
для того чтобы эффективность групповой установки была мак-а
спмальной, необходимо умело подобрать скважины, подключав-'
мне к общему напорному трубопроводу, погружное оборудование,
предназначенное для работы в этих скважинах, и режимы его
работы. Все это должно быть подобрано таким образом, чтобы
давление рабочей жидкости, необходимое для погружных агре-
гатов, работающих во всех скважинах, подключаемых к одному
напорному трубопроводу, было примерно одинаковым. Пред-
128
варительное определение его производится по формулам, при-
веденным выше (3).
Точное регулирование средней скорости поршней двигателей
в этом случае также выполняется дроссельным способом. При-
чем очевидно, чем меньше разница в значениях потребных давле-
ний рабочей жидкости для различных скважин, тем меньше будут
потери в дросселях и выше к. п. д. установки.
Устойчивость установленной средней скорости поршней дви-
гателей как в индивидуальных, так и в групповых установках
обеспечивается стабилизаторами, которые поддерживают пере-
пад давления в дросселях на постоянном уровне. В установках,
работающих в Бакинском нефтяном районе, стабилизация осу-
ществляется с помощью дросселя, снабженного мембранным
исполнительным механизмом (МИМ) с пневматическим приводом,
получающим импульсы от датчика — расходомера дроссельного
типа. Достоинством дроссельного способа регулирования является
простота монтажа и эксплуатации регулирующей аппаратуры.
Во всех схемах гидропоршневых насосных агрегатов, нашед-
ших практическое применение, реверсирование возвратно-по-
ступательного движения поршня двигателя осуществляется по-
средством золотникового распределения жидкости. Золотниковое
устройство является важнейшим органом гидравлического дви-
гателя. Правильный расчет и конструирование его в значительной
степени определяют хороший режим и надежность работы по-
гружного агрегата при высокой эффективности. Грамотная
эксплуатация погружных агрегатов немыслима без знания осо-
бенностей работы золотникового устройства, тем более что условия
эксплуатации их в различных скважинах чрезвычайно разно-
образны.
Вследствие сравнительно больших скоростей движения поршня
двигателя наиболее важным требованием к золотниковому устрой-
ству является необходимость обеспечения безударного реверса.
Если золотниковое устройство не отвечает этому требованию,
гидравлические удары, возникающие при реверсировании, не-
избежно приводят к расстройству соединений и быстрому выходу
из строя погружного агрегата. И, наоборот, чем мягче проис-
ходит реверсирование, тем меньше динамичность нагрузок, вос-
принимаемых погружным агрегатом.
Вторым требованием к золотниковому устройству является
обеспечение им полного (согласно расчету) перемещения ревер-
сируемой поршневой группы до крайних положений в целях
максимального использования рабочих объемов цилиндров дви-
гателя и насоса и сокращения до минимума вредных объемов
в цилиндрах. При этом должна быть исключена вероятность меха-
нических ударов поршней в крайних положениях.
Третьим является требование обеспечения такого цикла дви-
жения поршневой группы погружного агрегата, который создавал
бы наиболее благоприятные условия для работы автоматических
9 А. с. Каван.
129
клапанов насоса, т. е. минимальное запаздывание посадки клапа-
нов и с минимальными ударами.
Однако, стремясь к выполнению этих требовании, не следует
забывать о необходимости максимально возможного сокращения
времени реверсирования и потерь мощности.
Ввиду специфических условий работы погружных агрегатов
(в глубоких и труднодоступных скважинах) следует особо под-
черкнуть важность требования к золотниковому устройству,
согласно которому оно должно обеспечивать безотказный запуск
гидравлического двигателя при любых положениях поршня
двигателя и золотника.
Регулирование скорости поршня двигателя при реверси-
ровании хода его достигается дросселированием рабочей жидкости
на входе и выходе из цилиндра двигателя. Осуществляется оно
при помощи основного золотника. Для обеспечения безударного
плавного реверса применяется предварение его, т. е. впуск жидко-
сти в камеру золотникз или выпуск из нее производится с опре-
деленным опережением по отношению к достижению поршнем
двигателя крайних положений. Благодаря этому, в то время, когда
поршень двигателя приближается к одному из крайних положе-
ний, золотник начинает перекрывать отверстие, через которое
впускается (или выпускается) в цилвндр двигателя рабочая
жидкость. Вследствие увеличения сопротивления впуску (или
выпуску) расход жидкости, проходящей через окна, сокращается,
что вызывает уменьшение скорости движения поршня двигателя.
При полном перекрытии окон поршень двигателя останавли-
вается.
Разгон поршня также производится плавно при постепенном
открытии окон золотником. Плавное торможение и разгон поршня
двигателя необходимы также для спокойного закрытия и открытия
клапанов погружного насоса при реверсировании хода. Расчет
времени и пути разгона и торможения поршня производится
раздельно.
Тот или иной закон изменения скорости поршня двигателя
достигается посредством определенного профилирования впускных
окон камеры золотника, а также приданием соответствующей
скорости золотнику. Иногда бывает целесообразно скорость зо-
лотника сделать переменной — плавно или ступенчато умень-
шающейся по мере перемещения золотника.
Если поршневая группа имеет сравнительно большую массу
и большие скорости движения, то в целях достижения плавного
торможения ее перед реверсированием в цилиндре двигателя
иногда делают устройства для демпфирования в конце хода.
Выполняются они таким образом, что при подходе поршня к
крайнему положению сечение отверстия для выхода отработавшей
жидкости резко сужается специальной деталью, жестко связанной
с поршнем, и, затрудняя выход жидкости, способствует плавному
торможению.
130
Управление основным золотником осуществляется при по-
мощи вспомогательного золотинка или пилота, жестко связанного
с поршнем двигателя. Вспомогательный золотник позволяет
произвести реверсирование хода основного золотника и устано-
вить требуемое опережение впуска рабочей жидкости в камеру
золотника по отношению к впуску в цилиндр двигателя. Он
позволяет также осуществлять дроссельное регулирование ско-
рости основного золотника.
При движении в одну сторону скорость основного золотника
находится в зависимости от разности давлений рабочей жидкости,
подводимой к погружному агрегату и рабочем жидкости, нахо-
дящейся в камере золотника. При движении золотника в другую
сторону она находится в зависимости от разности давлений
жидкости, находящейся в камере золотника, и жидкости, на-
ходящейся в колонне подъемных насосных труб. Она зависит
также от сопротивления дросселей (канавок) вспомогательного
золотника.
В течение цикла работы гидравлического двигателя происхо-
дит не только неоднократное изменение скорости золотника и
поршня двигателя, но также изменение расхода и давления ра-
бочей жидкости. Однако давление рабочей жидкости в трубо-
проводе у наземного силового насоса изменяется мало. Колебание
его обычно составляет несколько процентов от среднего значения
давления рабочей жидкости. Объясняется это главным образом
тем, что длинная колонна упругих стальных труб сравнительно
большого диаметра и заключенный в ней большой столб упругой
жидкости являются своего рода гидравлическим аккумулятором,
выравнивающим расход и давление рабочей жидкости в течение
цикла работы агрегата. Кроме того, в моменты остановок поршня
двигателя часть рабочей жидкости расходуется на переключение
основного золотника.
При работе гидропоршневого насосного агрегата дифферен-
циального действия статические нагрузки при ходе поршневой
группы вверх и вниз в общем случае неодинаковы (см. уравне-
ния 6 и 8). Расход же рабочей жидкости на перемещение поршней
пропорционален давлению рабочей жидкости и площади поршня
двигателя и обратно пропорционален нагрузке.
В агрегате дифференциального действия ГИН-3 расход ра-
бочей жидкости мри перемещении поршней вниз в несколько
раз меньше, чем при движении их вверх,, а статическая нагрузка
при движении поршней вниз очень мала. В то жо время давление
рабочей жидкости в подводящем трубопроводе — гидроакку-
муляторе в течение цикла работы агрегата изменяется незна-
чительно. Поэтому движение поршней вниз происходит с боль-
шей скоростью, чем вверх (рис. 41). Циклограммы работы агрегата
дают наглядное представление об изменении расхода рабочей
жидкости д, скорости поршней г?п и золотника va, а также давле-
ния рабочей жидкости рцд в цилиндре двигателя в течение цикла
9*
131
работы гидравлического двигателя. Пики на диаграмме q = /(£)
относятся к тем моментам, когда рабочая жидкость расходуется
одновременно и на перемещение поршней, и на перемещение
золотника. В моменты остановок поршней в верхнем положении
ВПП и в нижнем положении НПП рабочая жидкость расходуется
только на перемещение золотника (пропорционально перепаду
давления и площади торцов, на которые опа действует).
На циклограммах давления показано, что при ходе поршней
вверх давление ps, необходимое для преодоления сопротивлений,
составляет лишь небольшую часть от общего давления, в то время
как при ходе поршней вниз почти все давление расходуется на
преодоление сопротивлений, возрастающих с увеличением ско-
рости движения поршнем. Давление в камере золотника риз
всегда меньше давления рабочей жидкости в цилиндре двигателя.
132
Мощность N силового насоса в течение цикла работы погруж-
ного агрегата изменяется очень мало, так как колебания давления
рабочей жидкости в трубопроводе у силового насоса незначи-
тельны, а подача его постоянна.
Цикличное изменение подачи Q погружного насоса показано
на циклограмме Q= f (t).
Приведенные здесь циклограммы дают четкое представление
о взаимодействии золотника и поршня двигателя, а также по-
зволяют определить для агрегата оптимальный расчетный режим
работы и произвести соответствующий расчет золотникового
устройства.
При работе гидропоршневого насосного агрегата двойного
действия с уравновешивающим штоком нагрузки при ходе пор-
шневой группы вверх и вниз одинаковы. В этом случае давление
и расход рабочей жидкости, а также скорость поршня двигателя
при ходе его вверх и вниз одинаковы (рис. 42). Колебания давле-
ния и расхода рабочей жидкости на протяжении цикла работы
у гидропоршневого агрегата этого типа значительно меньше,
чем у гидропоршневого агрегата дифференциального действия.
Характеристика работы гидропоршневого агрегата находнтси
в непосредственной зависимости от схемы и конструкции его.
До проведения расчета гидравлического двигателя выбирается
оптимальная характеристика его работы с учетом особенностей
схемы и конструкции. Для того, чтобы расчет был достаточно
точным, обычно необходимо иметь ряд экспериментальных данных.
Такие данные необходимы, в частности, при расчете золотнико-
вого устройства. Очень большое внимание при расчете золотни-
кового устройства необходимо уделять определению утечек через
щелевые уплотнения его Определение их производится по фор-
мулам (57) и (59).
Многие схемы золотниковых устройств имеют камеры золот-
ника с замкнутым объемом рабочей жидкости. Утечки рабочей
жидкости из такой камеры не пополняются, вследствие чего зо-
лотник по мере опорожнения камеры может начать преждевре-
менное перемещение. Это, в свою очередь, вызывает преждевремен-
ное реверсирование хода поршня двигателя. Таким образом,
нарушается режим работы гидравлического двигателя и сокра-
щается подача погружного насоса. На эту особенность необхо-
димо обратить внимание и при эксплуатации гидропоршневых
агрегатов. Поскольку в процессе эксплуатации происходит из-
нос рабочих деталей и постепенное увеличение зазоров в уплот-
няющих парах, необходимо пристально следить за показателями
работы агрегатов, а при ревизии их определять фактические
зазоры в уплотняющихся парах. Величина максимальных допу-
стимых зазоров зависит от условий эксплуатации и режима работы.
Расчет золотникового устройства начинается обычно с по-
строения циклограмм движения поршней и золотника для задан-
ных параметров и режима работы погружного агрегата. Для
133
обеспечения плавного разгона и торможения поршней выбирается
соответствующий профиль и сечение окон для прохода рабочей
жидкости во втулке золотника, а также задается время их от-
крытия и перекрытия золотником с определенным опережением.
Затем производится статический расчет агрегата, позволяющий
определить приближенные значения давления рабочей жидкости
в цилиндре двигателя и в камере золотника. Определяется также
расход рабочей жидкости, необходимой для переключения золот-
ника, с учетом утечек через щелевые уплотнения, а также расход
отработавшей жидкости при опорожнении камеры золотника.
Зная расход и вязкость жидкости, время переключения золот-
ника и перепады давления жидкости между камерой золотника
и соответствующими полостями агрегата, нетрудно определить
134
сечения канавок на вспомогательном золотнике, обеспечивающих
движение основного золотника с заданной скоростью. В некото-
рых случаях для большей плавности разгона и торможения поршня
скорость движения • золотника принимается переменной, изме-
няющейся в две-три ступени. Достигается такое движение основ-
ного золотника применением канавок различного сечения на раз-
личных участках вспомогательного золотника. Расчет длины
канавок производится при помощи циклограмм движения порш-
ней и золотника.
Расчет на прочность двух концентрично подвешенных
колонн насосных труб
Колонны насосно-компрессорных труб гидропоршневых уста-
новок находятся под действием сил не только собственного веса
и веса заполняющей их жидкости, но также под действием зна-
чительного давления, создаваемого силовым насосом. Недоста-
точная прочность труб является основным фактором, ограни-
чивающим глубину спуска гидропоршневых насосных агрегатов.
При больших глубинах подвески агрегатов применяются трубы
из более прочных сталей. В некоторых случаях могут применяться
колонны, свинченные из труб, изготовленных из стали различной
марки — верхняя часть колонны из более прочных труб, ниж-
няя •— из менее прочных. Правильный выбор марки стали труб
и допустимой глубины их спуска возможен только при
расчете труб на прочность. Следует оговориться, что в нефтяных
районах, где глубина спуска погружного оборудования составляет
не более 1000 м, проверка насосных труб на прочность не тре-
буется и могут применяться насосно-компрессорные трубы из
стали любой марки.
В настоящее время на нефтяных промыслах применяются
преимущественно неравнопрочные насосно-компрессорные трубы,
слабым местом которых при растягивающей нагрузке являются
резьбовые соединения [25]. Страгивающая нагрузка (Рстр)
резьбового соединения, при которой напряжение в теле трубы
достигает предела текучести, определяется обычно по формуле
Яковлева. Значения этих нагрузок для труб различного диаметра
наряду с другими прочностными характеристиками их даны
в табл. 5. Допускаемая растягивающая нагрузка определяется
как отношение страгивающей нагрузки к коэффициенту безопас-
ности Ле
Рдап=-^-.	(61)
Л-б
Величина коэффициента безопасности должна быть не менее
1,5—1,35 [26].
В гидропоршневых насосных установках наибольшие растя-
гивающие нагрузки действуют на верхние резьбовые соединения
135
л
Прочностные характеристики насосно-компрессорных труб (по ГОСТ 633-50)
е
з-
о
Ь
ИИПОЙ? ‘dlOKVHtf ИНННО1ГЭД
136
труб в сечении а — а (рис. 43). При концентричной подвеске
труб глубина спуска погружного агрегата ограничивается прежде
всего недостаточной прочностью труб наружной колонны. Мак-
симальная растягивающая нагрузка на резьбовые соединения
труб наружной колонны
возникает при выпрессовке
погружного агрегата и
складывается из веса труб,
веса столба жидкости, за-
полняющей кольцевое про-
странство между труб, и
максимального давления,
создаваемого силовым на-
сосом в наружной колонне
труб при выпрессовке по-
гружного агрегата. Макси-
мальная растягивающая
нагрузка на резьбовое со-
единение верхней насосной
трубы наружной колонны
определяется по следую-
щей формуле
-Рн = Hqn -j- 0,785 [0,1 X
х(4-4)Яусм-ь
dy) Pc — 0,1 (tC„ —
— dj)HnTs] — St кГ, (62)
Рис. 43. Расчетная схема концентричной
подвески двух колонн насосно-компрессор-
ных труб.
где <?н — вес 1 л труб
с муфтами на-
ружной колон-
ны, кГ;
dj — диаметр уплот-
няющего соеди-
нения наружной
и внутренней ко-
лонн насосных
труб, см;
dBa — наружный диа-
метр труб на-
ружной колон-
ны, см;
dav — наружный диаметр резьбы у торца трубы наружной
колонны, см;
рс — максимальное давление жидкости в наружной колонне
труб, создаваемое силовым насосом при выпрессовке
погружного агрегата, кГ!см*;
137
ST — силы трения в уплотняющем соединении наружной й
внутренней колонн насосных труб при выпрессовке
погружного агрегата, кГ.	i
Остальные обозначения здесь приняты те чке, что и ранее
(в этом параграфе).	1
Максимальная величина давления выпрессовки принимается
обычно 100 кГ!см2, но в исключительных случаях она мож0т
достигать 150 кГ/см?.
При манжетном типе уплотняющего соединения силы трения
в нем достигают значительной величины, возрастая пропорцио-
нально увеличению гидростатического и избыточного давлений.
Эти силы оказывают положительное действие, так как посред-
ством их часть растягивающей нагрузки, действующей на наруж-
ную колонну труб, передается на внутреннюю колонну труб,
недогруженную при выпрессовке погружного агрегата. Такое
же действие оказывают силы трения между колоннами насосных
труб.
На рис. 43 сплошными стрелками показаны направления
движения жидкости и силы, действующие при выпрессовке по-
гружного агрегата. Прерывистыми стрелками показаны на-
правления движения жидкости и силы, действующие при работе
погружного агрегата.
Максимальная растягивающая нагрузка на резьбовые со-
единения труб внутренней колонны возникает при работе погруж-
ного агрегата и складывается из веса труб, веса столба жидкости
и максимального давления рабочей жидкости. Для резьбового
соединения верхней насосной трубы внутренней колонны она
определяется по следующей формуле
-Рв — G -|-	4 0,785 {0,1 с^НТр 4- йвтрр —
— (^вн — ^у) [0,1 (Н 4“ Асм) Тем 4" рпр] —
- 0,1 d*HD Тд) - Sr кГ,	(63)
где G — вес погружного агрегата с седлом, кГ;
qE — вес 1 м труб с муфтами внутренней колонны, кГ;
dIIT — наружный диаметр резьбы у торца трубы внутренней
колонны, см;
ST — силы трения в уплотняющем соединении наружной
и внутренней колонн насосных труб при работе по-
гружного агрегата, кГ.
При работе погружного агрегата силы трения S? также ока-
зывают положительное действие, так как посредством их часть
растягивающей нагрузки с внутренней колонны насосных труб
передается на менее нагруженную наружную колонну. В боль-
шинстве случаев 5Т меньше ST.
При выпрессовке погружного агрегата до момента срыва его
с места давление жидкости действует на кольцевую площадь его,
138
ограниченную диаметрами dy и dK. Величина давления выпрес-
совки определится из выражения
1,275 (5С+ Gc)+deBH (V -усм)-4 (НУСМ-НП уд)
₽с =-----------------,6(4=4,---------------- 71
где Sc— силы трения в неподвижных уплотняющих соедине-
ниях, кГ;
(тс — вес сбрасываемого погружного агрегата. кГ;
dB — диаметр верхнего уплотняющего соединения, см;
ds — диаметр нижнего уплотняющего соединения, см.
Величина рс определяется главным образом силами трения
в уплотняющих соединениях. На силы трения влияют продол-
жительность работы погружного агрегата, величина давления
рабочей жидкости и качество нефти, так как они являются при-
чиной прилипания резиновых манжет к посадочным местам.
§ 7. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРОПОРШНЕВЫХ
НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ]
Создание высокоэффективных гидропоршневых насосных агре-
гатов, обладающих хорошей работоспособностью и надежностью,
невозможно без всестороннего исследования их работы в лабора-
торных и в промысловых условиях. Данные исследований нужны
также для правильной и эффективной эксплуатации гидропорпгне-
вых установок. Объем исследований должен быть большим
вследствие разнообразия условий эксплуатации агрегатов.
Экспериментальное исследование погружных агрегатов, работа-
ющих в скважинах, связано со значительными методологическими
трудностями вследствие расположения их на глубине и малых
диаметров. Однако накопление экспериментальных данных по-
зволит в некоторых случаях для исследования работы погружных
агрегатов в промысловых скважинах использовать сравнительно
простые методы. Одним из них является снятие индикаторных
диаграмм, показывающих изменение давления рабочей жидкости
при работе погружных агрегатов. Запись индикаторных диаграмм
легко и быстро выполняется механическим индикатором, снабжен-
ным приводом, обеспечивающим равномерное вращение барабана
с индикаторной бумагой. Индикатор устанавливается непосред-
ственно на устье скважины или на напорной линии около конт-
рольно-распределительной установки. По индикаторным диаграм-
мам можно судить о режиме и особенностях работы погружного
агрегата в той или иной скважине, а также о его исправности.
С их помощью можно также определить среднюю скорость порш-
ней при ходе вниз и вверх и, пользуясь данными статической
проливки каналов погружного агрегата, подсчитать величину
гидравлических потерь в пем. На рис. 44 показаны две индика-
торные диаграммы погружного агрегата ГИН-3, снятые при
139
L
40 ходах в минуту и при 60 ходах в минуту. На них четко видна
большая разница во времени, а следовательно и в скорости пере-
мещения поршней вверх и вниз, характерная для агрегатов
дифференциального типа.
При записи серии индикаторных диаграмм для различных
чисел ходов агрегата в одинаковых условиях работы выявляется
следующая закономерность: с увеличением числа ходов агрегата
градиент скорости движения поршней вверх значительно больше
градиента скорости движения поршней вниз. Вследствие этого
с увеличением числа ходов агрегата разница скоростей движения
поршней при ходе вверх и вниз существенно уменьшается. Так,
О,беек 0,22сек
Г "ПП п~60ходов/нин
НПП ВПП	п=ЬО ходоЗ/нин
НПО
§60
\о,О8сек II .-М
Хедход
вверх вниз
.0,26 сек
хсд
2D
Рис. 44. Индикаторные диаграммы гидропоршневого
насосного агрегата Г ИН-3, снятые 22/Х 1960 г. при
работе его в скв. 1292 промысла № 4 НПУ Ордеко-
впкндзепефть.
например, из приведенных нами индикаторных диаграмм следует,
что при п = 40 ходов в минуту средняя скорость поршней вверх
составляет 0,63 м/сек. а вниз—2,4 м/сек. Отношение скоростей
составляет^- = 3,8. При п = 60 ходов в минуту средняя ско-
рость движения поршней вверх составляет 1.03 м/ сек, вниз —
2,8 м/сек, а отношение скоростей = 2,7. При п = 30 ходов
в минуту средняя скорость движения поршней вверх составляет
0,4 м/сек, вниз — 2 м/сек, а отношение скоростей — = 5.
Как видно из приведенных данных, средняя скорость движения
поршней вниз достигает весьма большой величины при п = 60 хо-
дов в минуту. Как правило, значения средних и максимальных
скоростей движения поршней вверх или вниз отличаются очень,
мало и потому при определении расходов жидкости в агрегате,'
соответствующих ходу вверх или вниз, можно пользоваться'
значениями средней скорости поршней. В рассматриваемом нами,
примере при п = 40 ходов в минуту расход рабочей жидкости
при ходе вниз и вверх равны и составляют около 0,75 л/сек.
140
С уменьшением числа ходов расход рабочей жидкости на пере-
мещение поршня двигателя вниз превышает расход ее на пере-
мещение поршня вверх. С увеличением же числа ходов сверх
40 в минуту наблюдается обратное явление — превышение рас-
хода рабочей жидкости на перемещение поршня вверх по сравне-
нию с расходом на перемещение поршня вниз. Так, при п =
= 60 ходов в минуту на ход вверх расходуется рабочей жидкости
1,18 л/сек, а на ход вниз 0,9 л/сек. Расход рабочей жидкости
в 1,18 л!сек превышает подачу силового насоса и возможен лишь
благодаря аккумуляции рабочей жидкости в колонне насосных
труб. В тракте же гидравлического двигателя, по которому
рабочая жидкость при ходе поршня вниз поступает из нижней
полости цилиндра в верхнюю, даже при п = 50 ходов в минуту
расход ее достигает 3 л!сек> что обусловливает большие гидравли-
ческие потери в этом тракте.
На индикаторных диаграммах ясно видно, что давление ра-
бочей жидкости непостоянно в течение времени хода поршней
вверх или вниз, причем оно больше прп ходе поршней вверх,
когда агрегат больше нагружен. Наибольшей величины давление
рабочей жидкости достигает при остановке поршней в нижнем
крайнем положении НПП. При движении поршней вверх давление
постепенно уменьшается и вновь возрастает лишь прп остановке
поршня в верхнем крайнем положении ВПП. В начале движения
поршней вниз давление рабочей жидкости уменьшается более
резко, что иногда вызывает колебательные явления. Амплитуда
колебания давления рабочей жидкости в течение полного цикла
работы погружного агрегата обычно увеличивается с увеличением
числа ходов его. Однако абсолютная величина его имеет сравни-
тельно небольшие значения. Так, на приведенных индикаторных
диаграммах при п = 40 ходов в минуту отклонение давления ра-
бочей жидкости от его среднего значения составляет ±1,35 кГ/сл?
или ±2%, а при п = 60 ходов в минуту отклонение давления
будет ±2,25 кГ/сж2 или ±2,7%.
Из приведенного примера следует, что при расчете и конструи-
ровании гидропоршневых насосных агрегатов в некоторых слу-
чаях приходится иметь дело с необычно высокими значениями
скорости поршней, что повышает требования к мерам и конструк-
тивным решениям, повышающим работоспособность как агре-
гата в целом, так и отдельных рабочих узлов его. Эти данные
позволяют также обнаружить места наибольших потерь энергии
и наметить пути повышения эффективности погружного агрегата.
На характеристике (рис. 45) гидропоршневого насосного
агрегата ГИН с поршнем насоса диаметром 28 мм и расчетной
длиной хода 560 мм, снятой при работе его в скв. 77/119 про-
лгысла № 4 НПУ Орджоникидзенефть в июне 1959 г. показана
зависимость подачи агрегата, а также расхода и давления рабо-
чей жидкости от числа его ходов. Такая характеристика (рис. 46)
<была снята тогда же при работе в той же скважине агрегата ГИН
141
нем насоса диаметром 28 лик при работе его в скв. 77/119 промысла №4
НПУ Орджопнкидзенефть.
Глубина подвески агрегата 890 ж; динамический уровень — 840—850 -м; рабочая
жидкость — нефть сурахапская обыкновенная, i = 38°C (d = 0,86); обводненность
добываемой нефти — 96%.
Рис. 46. Характеристика гидропоршневого насосного агрегата ГИН с порш-
нем насоса диаметром 32 лл при работе его в скв. 77/119 промысла №4
НИ У Орджошкидзенефть.
Глубина подвески агрегата — 890 л-.; динамический уровень — 840—860 jw; рабочая
жидкость — нефть сурахапская обыкновенная, t = 38° С (d = 0,86); обводненность
добываемой нефти — 96%.
с поршнем насоса диаметром 32 мм и с расчетной длиной хода
560 мм. Диаметры поршней двигателей обоих новых агрегатов
равны 43 мм. Наибольшие трудности при снятии характеристик
связаны с измерением подачи погружного агрегата, поскольку
из скважины на замерную установку поступает смесь жидкостей
с различным удельным весом (нефти и воды) и газа.
Из приведенных характеристик видно, что расход рабочей
жидкости и подача погружных агрегатов находятся в прямой
зависимости от числа ходов их. В результате того, что газовый
фактор данной скважины невелик, а зазоры в уплотнительных
соединениях новых агрегатов небольшие, оба агрегата имели
высокий коэффициент подачи (г]0), превышающий 0,9. В обоих
случаях с увеличением числа хрдов поршней в минуту коэффи-
циент подачи агрегатов увеличивается, а коэффициент расхода
рабочей жидкости К уменьшается, приближаясь к единице.
Объясняется это тем, что с увеличением скорости поршней удель-
ный объем утечек через уплотнительные соединения, прихо-
дящийся на один ход поршней и золотников, уменьшается.
Показанные на рис. 45 и рис. 46 зависимости давления ра-
бочей жидкости от числа ходов поршней —	= f (п) позволяют
оценить потери энергии в погружном оборудовании. С их помощью
можно определить давление рабочей жидкости, необходимое для
работы погружных агрегатов, без учета потерь на трение. Для
этого кривые рр = / (п) нужно экстраполировать до пересечения
с осью ординат (п — 0). Точка пересечения укажет искомую
величину. Так, на рис. 45 она составляет 46 кГ/см^, а па рис. 46—
62 кГ/см?. Однако при определении зависимости рр = f (п) нужно
помнить, что замеры при различных режимах работы погружного
агрегата должны производиться быстро один за другим во из-
бежание изменения динамического уровня жидкости в скважине.
В тех случаях, когда скважина имеет большой газовый фактор,
для достижения сплошности потока жидкости в подъемных тру-
бах на выкиде из них при замерах следует создавать противода-
вление, препятствующее выделению свободного газа из нефти.
Давление рабочей жидкости, поднимающееся с увеличением
числа ходов сверх приведенных выше значений, соответствующих
п = 0, расходуется на преодоление сопротивлений в погружном
оборудовании (включая сопротивления в трубах). Величина
давления рабочей жидкости, затрачиваемого на преодоление
сопротивления в погружном оборудовании при работе агрегатов
дифференциального типа, па основании уравнений (3, 6 и 8) может
быть представлена в следующем виде:
для хода вверх
Р.. = 0,1 (Л,-Vp +	+	кГ/см»-,
ГЦ'—Гщ	ГД—Гщ
для хода вниз
Рен = 0,1 (йр'Ур Ч- ^см'Уем) Ч-кГ/СМ?.
'Ill
143
Значения рев и Рев. для требуемого числа ходов можно полу
чить, построив кривые ргн = / (п) и ррв = f (?г) и продолжив их
как указывалось выше, до пересечения с осью ординат. Но эт<
может потребоваться лишь при сравнительно большой разнице
между /7рН и ррв. В большинстве случаев их можно принимать рав
ними осредненному значению рр.
Из написанных выше выражений можно определить суммы
•сопротивлений в погружном агрегате при ходе поршней вверх
и вниз, выраженные в кГ:
•S’b = Ps в (Fд — Ли) — 0,1 (Лр Yp + ЛсмТсм) (Л — /ш) —
— 0,1 Лем Тем FB,	(64
«Ь’н = jPsh-^ш —0,1 (ЛрТр + Лем Тем)/ш’	(65
Для гидропоршневого насосного агрегата двойного действия
«с уравновешивающим штоком на основании уравнения (10)
= iSh — Рв (Т'д — Fra) — 0,1 (Лр Тр -]- Лем Тем) С^д Fш) —
— 0,1 Лем Ycm (Fa — Fra)-	(66
Приближенные значения гидравлических сопротивлений в тру-
бах могут быть подсчитаны по формулам, приведенным в § 6.
Значения к. п. д. погружного оборудования (»]по) с учетом
гидравлических сопротивлений в колоннах насосных труб под-
считаны для различных п по формуле (37). Зависимости т]по =
= / (п), показанные на рис. 45 и рис. 46, свидетельствуют о том,
что с увеличением числа ходов т]Пс уменьшается, особенно быстро
после п = 50 ходов в минуту. Следует заметить, что приведен-
ные характеристики сняты при работе новых агрегатов, имеющих
небольшие зазоры в уплотняющих соединениях. По мере износе
рабочих пар, увеличения зазоров между ними и, следовательно,
значительного увеличения утечек, кривые 1]По = / (я) буду
более пологими, поскольку удельный объем утечек, приходя-
щихся на один ход, уменьшается с увеличением ходов в минуту.
На характеристике ГИН (рис. 47), снятой при работе его
в глубокой скв. 1621, кривая 7]По = / (п), как мы видим, имеет
несколько другой характер. Здесь т)По имеет наибольшие зна-
чения при п = 30—40 ходов в минуту, а при увеличении или
уменьшении числа ходов т]11о уменьшается. Объяснить существен-
ное уменьшение цПо с уменьшением числа ходов в данном случае
нетрудно, если обратить внимание на характер зависимостей
К ~ f (п) и т]О = f (п). Кривые, выражающие эти зависимости,
показывают, что К и ц0 значительно возрастают с увеличением п:
Особое внимание обращают на себя малые значения К (меньше
единицы) при небольших числах ходов, в то время как при нор-
мальной работе агрегата значения К всегда должны быть не-
сколько больше единицы. Этот факт указывает на преждевременное
переключение золотника, вызывающее, в свою очередь, прежде-
144
временное реверсирование хода поршней, т. е. сокращение длины
их хода. Объясняется это явление в данном случае при больших
значениях давления рабочей жидкости и скорости поршней вниз
излишне большим сопротивлением нижних дроссельных кана-
вок вспомогательного золотника. Опорожнение камеры золотника
происходит недостаточно быстро, что при большой скорости
движения поршней вниз вызывает преждевременное реверсиро-
вание их хода.
Рассмотрим методику определения энергетических показа-
телей установок в целом при работе агрегата ГИН с поршнем
Рис. 47. Характеристика гидропоршневого насосного агрегата ГИН с порш-
нем насоса диаметром 32 ад и длиной хода 560 мм при работе его в скв. 1621,
промысла Л’е 7 НПУ Орджояикидзенефть.
Глубина подвески агрегата — 2000 м; динамический уровень — 1880 м; противодавление
на устье скважины — 4 kI'icm2; рабочая жидкость — нефть сураханская масляная,
1 = 23, С (у = 0,88); обводненность добываемой нефти — 80%.
засоса диаметром 32 мм и расчетной длиной хода 560 мм в
скв. 77/119 в 1621. Поскольку в установках применяются сило-
вые насосы нерегулируемого типа, правильные данные об энер-
гетических показателях ее работы можно получить лишь при пол-
ностью закрытом дросселе, предназначенном для стравливания
излишков рабочей жидкости. Поэтому для изменения числа хо-
дов погружного агрегата при замерах энергетических показателей
расход рабочей жидкости изменялся установкой плунжеров раз-
личного диаметра на силовом насосе. В качестве силовых агре-
гатов на обеих установках использовались трехплунжерные
насосы ГБ-351 с электродвигателями мощностью 14 кет. При
закрытом дросселе измерялись число ходов погружного агрегата,
ого подача, расход и давление рабочей жидкости, а также мощ-
ность, потребляемая электродвигателем. Мощность измерялась
Ю А. С. Казак.
145
месскофером. Показания этого комплекта электроизмерительных
приборов, наблюдаемые в течение длительного времени, были
устойчивы. Кроме того, измерялись температура, состав и удель-
ный вес жидкости, а также глубина динамического уровня жидко-
сти в скважине при помощи эхолота. Полученные данные позво-
лили определить полный к. п. д. установок по формуле (38).
Зная (из имеющейся характеристики) к. п. д. силового агрегата
(1]ас) теперь нетрудно найти к. п. д. погружного оборудования
(из выражения т)иО =	.
По установке на скв. 77/119 были получены следующие дан-
ные. При п = 48 ходов в минуту потребляемая мощность 7V
составляла 7,68 кет, а т]У == 0,38. При п = 33,5 ходов в минуту
потребляемая мощность 7V = 6,12 кет, а т]у — 0,344. Меньшее
значение т]У при п — 33,5 ходов в минуту объясняется более
низким значением к. п. д. силового агрегата при работе на
этом режиме с использованием менее половины установленной
мощности.
На скв. 1621 при п — 37 ходов в минуту потребляемая мощ-
ность составляла 9,32 кет, т]у = 0,51, а т]П0 = 0,66.
Приведенные нами данные указывают, что при преодолении
сопротивлений в погружном оборудовании при большом числе
ходов поршней в минуту происходят существенные потери энергии.
Рассмотрим более подробно, из чего складываются эти потери, и
методику определения сопротивлений. Из зависимости, пока-
зывающей использование энергии рабочей жидкости при работе
агрегата в промысловой скважине (рис. 48),' следует', что при
постоянном расходе рабочей жидкости д, соответствующем опре-
делённому числу ходов поршней его, часть давления рабочей
жидкости рп расходуется на выполнение полезной работы, т. е.
на подъем жидкости из скважины, часть его psa расходуется на
преодоление сопротивлений в погружном агрегате и часть рп —
на преодоление гидравлических сопротивлений в колоннах на-
сосных труб. В погру?кном агрегате часть давления /?Га затра-
чивается на преодоление гидравлических сопротивлений и часть
Рма — на преодоление механических сопротивлений.
Методика определения давления рабочей жидкости, необхо-
димого для работы погружного агрегата без учета сопротивлений,
была изложена нами выше. Для определения давления, необ-1
ходимого для преодоления суммы сопротивлений в погружном!
агрегате, возможны два пути. Один из них заключается в теоре- |
тическом определении сопротивлений в колоннах насосных труб.
Приближенные расчетные данные обычно удовлетворяют прак-
тическим целям, так как в большинстве случаев сопротивления
в колоннах труб составляют сравнительно небольшую часть
полной величины сопротивлений. Пользуясь этими данными, I
можно подсчитать сумму сопроигвлений в погружном агрегате!
по формулам (64), (65) и (66).
146
Если гидравлические сопротивления в колоннах труб сравни-
тельно велики и определение их расчетным путем нежелательно
вследствие возможных погрешностей, применяется метод экспери-
ментального определения этих сопротивлений. Для этого про-
водится испытание погружного агрегата в стендовой скважине
в условиях, приближающихся к условиям работы его в скважине
на промысле. Наиболее важным из этих условии является обеспе-
чение одинаковой вязкости жидкости. Стендовые испытания про-
Рис. 48. Зависимости, показывающие использование энергии рабочей жидко-
сти на преодоление полезной и вредных нагрузок в погружном оборудова-
нии, с изменением п.
1 — Гр = t («) в промысловой скважине с учетом всех нагрузок; S — рр == / (п) в про-
мысловой скважине без учета гидравлических сопротивлений в колоннах насосных труб;-
3 — Рр = / (и) в промысловой скважине без учета гидравлических сопротивлений и ко-
лоннах насосных труб и в погружном агрегате; 4 — давление рабочей жидкости, -необхо-
димое для выполнения полезной работы; 5 — rp = f (п) в стендовой скважине с учетом
гидравлических и механических сопротивлений в погружном агрегате.
водятся обычно с противодавлением на выкиде суммарной жидкости
 из скважины. По полученным данным строится кривая рр = / (?г),
которая отражает изменение сопротивлении лишь в погружном
агрегате и в обвязке устья, так как колонны труб отсутствуют.
Сопротивлениями в обвязке устья можно пренебречь. Опи обычно
измеряются несколькими метрами столба жидкости. Если же
начало полученной кризов 5 совместить с началом кривой 1
(при п = 0), то она должна совпасть с кривой 2. По разпости
I ординат двух совмещенных в нулевой точке кривых 1 и 5 можно
f определить давление рабочей жидкости (ргт), необходимое для
преодоления гидравлических сопротивлений в трубах прп любом
г числе ходов поршней. Теперь нетрудно определить давление
| (ps а), затрачиваемое на преодоление сопротивлений в погружном
агрегате. Величина суммарных сопротивлений в погружном
10*	147
агрегате дифференциального типа может быть найдена из сле-
дующих выражений:
для хода вверх
5В = Рч а (Fa — fin) 1
для хода вниз
= psaFm кГ *
Для агрегата двойного действия с уравновешивающим штоком
S = ps a (Fд — Fui) кГ .
Для определения гидравлических сопротивлений в погружном
агрегате, необходимых при его расчете, применяется следующая ;
методика. Производится статическая проливка жидкостями раз-
личной вязкости отдельных трактов погружного агрегата, по
которым жидкость даижется при ходе поршней вверх или вниз.
Измеряются потери напора в этих трактах, соответствующие
различным расходам жидкости, и строятся графические зависи-
мости вида h = / (<?) для жидкостей с различной ‘вязкостью.
При таком методе исследования учитываются все местные гидра-
влические сопротивления в агрегате и их взаимное влияние друг
на друга. Для определения гидравлических сопротивлений,
соответствующих определенному числу ходов поршней агрегата,
необходимо знать фактическую скорость движения поршней.
Приближенное значение скорости молото найти, как это уже
было показано, при помощи индикаторной диаграммы. Точные
значения ее могут быть определены лишь при исследовании ра-
боты погружного агрегата специальной аппаратурой. По опытным
данным строятся диаграммы расхода жидкости в отдельных
трактах агрегата в течение полного цикла его работы, а затем
по графикам статической проливки определяются потери напора,
соответствующие этим расходам. Определив величину гидравли-
ческих сопротивлений в погружном агрегате и вычтя их из сум- ,
марных сопротивлений, мы найдем величину механических со-
противлений, поскольку
Рма = Ps а — Рга-
Большой интерес представляет характер изменения механи- <
ческих сопротивлений в погружном агрегате с изменением его j
нагрузки. Для выяснения этой зависимости в погружных агрегатах <
ГИН былп проведены следующие эксперименты. При постоянном
числе ходов агрегата изменялось противодавление на выкиде
смешанной жидкости из скважины и измерялось соответствующее
ему давление рабочей жидкости. Полученные зависимости были
изображены графически (рис. 49) и оказались прямыми линиями
с определенным углом наклона к оси абсцисс. Поскольку измере-
ния производятся при постоянном числе ходов, т. е. при постоян-
ных гидравлических сопротивлениях, зависимости рр = / (рПр)
могут отражать лишь изменение механических сопротивлений
с изменением нагрузки. На рис. 49 показаны эти зависимости,
148
полученные в стендовой и промысловой скважинах. Там же
построена теоретическая зависимость pv— f (рпр) для данного
агрегата без учета сопротивлений. Прямые, полученные опытным
путем, почти параллельны теоретической прямой. Это показы-
вает, что на величину механических сопротивлений в погружных
агрегатах ГИН изменение нагрузки (в пределах эксперимента)
влияет мало.
Исследование сопротивлений в погружном оборудовании за-
служивает серьезного внимания. Экспериментальные данные
Рис. 49. Зависимости величии механических сопротивлений в погружном
агрегате от нагрузки его.
1 —	= / (РщР при Работе агрегата ГИН с поршнем двигателя диаметром 32 мм в скв.
77/119, п = 40 ходов в мипуту; 2 — Рр — / (pUp) при работе такого же агрегата в стендо-
вой скважине с п = 40 ходов в минуту; з —Гр = / (Рпр) при работе его в лабораторной
скважине с п = 30 ходов в минуту; 4 — теоретическая зависимость рр = / (рпр) без
учета сопротивлений.
(рис. 50) свидетельствуют о существенных потерях энергии на
преодоление сопротивлений в погружном оборудовании, причем
наибольшие потери происходят в гидравлическом двигателе.
Это следует из характера кривых рр = / (и). Градиент давления
рабочей жидкости при изменении и тем больше, чем больше диа-
метр поршня двигателя. Это легко обнаружить, если сравнить
кривые 2, 4 и 6, отражающие зависимости рр = f (п) для агре-
гатов ГИН, имеющих поршни насосов одинакового диаметра,
а поршни двигателей — различного диаметра. Если же сравнить
кривые, отражающие зависимости рр = / (п) для агрегатов ГИН,
имеющих поршни двигателей одинакового диаметра, то они
оказываются примерно параллельными независимо от того, ка-
кого диаметра у них поршни насосов. Сравните, например, кривые
/, 4 и 5 или 3 и 6.
В условиях скв. 77/119 (глубина подвески агрегата 890 ж,
вязкость нефти v = 0,1—0,15 см2/сек) при работе погружных
агрегатов ГИН с числом ходов от 20 до 50 в минуту давление
рабочей жидкости с изменением на 1 ход в минуту изменяется
149
следующим образом: для агрегатов с поршнем двигателя диа-
метром 38 мм — на 0,4—0,5 кГ1слР\ для агрегатов с поршнем
двигателя диаметром 43 мм — на 0,5—0,6 кГ/см2; для агрегатов
с поршнем двигателя 50 мм— на 1,0—1,2 кГ'см2-
Из приведенных данных следует, в частности, что для обеспе-
чения максимальной эффективности погружного агрегата при
выборе размеров его нужно принимать диаметр поршня насоса
максимальный* а диаметр пор-
шня двигателя — минимальный
в пределах допустимых давле-
ний рабочей жидкости.
Гидропоршневые насосные
агрегаты работают обычно
с большими динамическими на-
грузками. Многие ответствен-
ные детали их работают с очень
большими знакопеременными
напряжениями при 40—60 цик-
лах в минуту. Особенно большие
ударные нагрузки испытывают
клапаны насосов. Поэтому не
менее важной задачей, чем до-
стижение высокой эффективно-
сти, является обеспечение до-
статочной надежности и дли-
тельной работоспособности этих
агрегатов. Основными путями
в этом направлении являются:
1) обеспечение оптимального
режима работы агрегата при ми-
нимальной динамичности нагру-
зок; 2) выбор наилучших кон-
структивных решений, учитыва-
ющих особенности работы агре-
гата; 3) выбор достаточно проч-
ных материалов и испытание
их в специфических условиях,
время начато исследование ди-
намических процессов в установке с учетом взаимного влияния
погружного и силового агрегатов, упругости и инерции больших
столбов жидкости з колоннах труб и самих труб. Одновременная
запись индикаторных диаграмм в цилиндрах двигателя и насоса,
в камере золотника, у входа и выхода жидкости из погружного
агрегата, у входа и выхода жидкости из скважины, а также по-
лучение данных о пути и скорости движения поршней и золотника
агрегата позволяют вскрыть особенности динамических процессов
в установке и дают очень ценные материалы для расчета и кон-
струирования погружного агрегата с оптимальным режимом
Рис. 50. Зависимости рр = / (к) при
работе в скв. 77/119 гидропоршневых
насосных агрегатов ГИН с поршнями
различных размеров.
1 — диаметр поршня двигателя 43 мм, на-
соса — ЗВ мм; 2 — диаметр поршня двига-
теля 38 мм, насоса — 32 мм; 3 — диаметр
поршня двигателя 50 мм, насоса — 38 мм;
4 — диаметр поршня двигателя 43 дх, на-
соса — 32 лн; 5 — диаметр поршня двига-
теля 43 мм; насоса —- 28 мм; 6 — диаметр
поршня двигателя 50 лии. насоса — 32 мм.
На первом пути в настоящее
150
работы. С этой же целью проводится статическая проливка таких
элементов золотникового устройства, как окна основного золот-
ника и дроссельных канавок вспомогательного золотника.
Так как гидропорпшевой насосный агрегат находится па глу-
бине и имеет малый диаметр, непосредственное экспериментальное
исследование его связано со значительными методологическими
трудностями. Единственно возможным методом измерения и записи
необходимых величин в данном случае может быть только электри-
ческий. Для записи индикаторных диаграмм могут быть исполь-
зованы малогабаритные датчики, в которых используется эффект
изменения сопротивления манганиновой проволоки под действием
давления жидкости и тензометрические датчики с упругими
элементами. Применение датчиков этого типа вызывает необхо-
димость введения в электрическую измерительную схему высоко-
качественного усилителя.
Наиболее простыми, малогабаритными и надежными датчи-
ками пути движения золотника и поршня двигателя (при длине
хода его в 560 мм) оказались реостатные преобразователи из
манганиновой проволоки. Оснащение погружного агрегата дат-
чиками представляет большие трудности не столько по причине
размещения самих датчиков, сколько из-за трудности осущест-
вления токоподвода к ним, так как при малом диаметре погруж-
ного агрегата и очень тонких стенках его деталей датчики распо-
лагаются в полостях с различным давлением жидкости. Полости
эти должны быть хорошо изолированы одна от другой. Провод-
ники малого сечения, подводимые к датчикам, иа больших уча-
стках заделываются в специальные пазы. В верхней части двига-
теля проводники соединяются с отдельными жилами каротажного
кабеля, рассчитанного на спуск в нефтяные скважины и выдержи-
вающего нагрузку до 2 т. На каротажном кабеле погружной
агрегат можно спустить в любую скважину» оборудованную
гидропорпшевой насосной установкой. В головку устья скважины
во время испытаний устанавливается вместо ловителя специаль-
ная заглушка с колодкой, к нижней части которой подсоединяется
каротажный кабель, идущий от погружного агрегата, а снаружи
в гнезде колодки вставляются штекеры с проводами от электро-
измерительных приборов.
Несмотря на большую длину хода поршня при использовании
в качестве реостатного преобразователя, включенного в измери-
тельную мостовую схему, можно получить линейную зависимость
силы тока в измерительной диагонали от перемещения токосъем-
ников по катушке реостата — I = / (х).
Наиболее удобным прибором для записи циклограмм движе-
ния золотника и поршня совместно с индикаторными диаграм-
мами давления является шлейфовый осциллограф, шлейфы кото-
рого включаются в диагонали измерительных мостовых схем.
Одновременно с записью диаграмм обычно измеряются расход
рабочей жидкости и подача погружного агрегата.
151
Рассмотрим одну из осциллограмм (рис. 51), полученных при
исследовании гидропоршневого насосного агрегата при помощи
изложенной методики. Испытание проводилось в стендовой сква-
жине, причем погружной агрегат был подвешен непосредственно
около устья скважины и на нагнетательной линии был установлен
тензодатчик давления рабочей жидкости. Непосредственно около
устья скважины на выкидной и напорной линиях были устано-
влены компенсирующие колпаки, заполненные азотом. В качестве
рабочей жидкости использовалось масло веретенное № 2. В дан- 
Рис. 51. Циклограммы движения золотника и поршня гидропоршневого на-
сосного агрегата ГИН с поршнем двигателя диаметром 43 лл, поршнем
насоса диаметром 32 мм, с расчетной длиной хода поршня 560 мм и золот-
ника — 70 мм; при работе его в стендовой скважине с числом ходов п —
= 32 хода в минуту при величине противодавления на выкидс 100 кГ/смг.
ВПЗ — верхнее положение золотника; НПЗ — нижнее положение Болотника; ВПП —
верхнее положение поршня; НПП — нижнее положение поршня; = / (t) — индика-
торная диаграмма давления рабочей жидкости у входа в гидравлический двигатель.
ном опыте при п = 32 хода в минуту на выкидной линии
создавалось противодавление в 100 кГ/см2, (максимальное значе-
ние). На циклограмме движения поршня — х = f(t) отчетливо
видна разница в скорости при движении его вверх (г?ср = .
~ 0,376 м/сек) и вниз (г?ср — 1,75 м/сек). Отношение скоростей!
составляет = 4,65, т. е. почти совпадает с отношением j
скоростей, полученным из индикаторной диаграммы (см. рис. 44),;
записанной при работе погружного агрегата ГИН-З в скв. 1292--
с п — 30 ходов в минуту и равным 5. При движении вниз скорость.'
поршня можно считать равномерной на всей длине хода. При;
движении вверх скорость поршня также равномерна на большей
части пути. Но на небольшом начальном участке движения вверх
скорость поршня достигает 0,66 м/сек.
Увеличение скорости поршня по сравнению со средней в на-]
чальный период движения вызвано повышенным давлением рабо-ч
чей жидкости, возросшим за время стоянки поршня в нижнем
152
положении до 188 кГ/см2 (см. индикаторную диаграмму). После-
снижении давления поршень движется равномерно и давление
рабочей жид кости в этот период изменяется мало (от 174
до 178 кГ/см2). При остановке поршня в верхнем положении
давление рабочей жидкости вновь возрастает до 195 кГ/см2 и
при движении его вниз снижается до 176 кГ/см2. Небольшие
колебания давления с частотой около 40 в секунду, видные на
индикаторной диаграмме, объясняются пульсацией давления
в напорной линии при работе трехплунжерного силового насоса-
В отличие от поршня золотник перемещается вниз и вверх
почти с одинаковой равномерной скоростью [см. циклограмму
у = /(£)]. Скорость его при ходе вверх (г?3в) составляет 0,27 м/сек,
а при ходе вниз (г?зн) — 0,26 м/сек. Нулевая линия на осцилло-
грамме соответствует середине хода золотника и поршня. При
движении золотника вниз он опускается ниже нулевой линии
лишь на 25 мм, т. е. не доходит до крайнего положения на 10 мм
и открывает окна камеры золотника лишь наполовину.
Объясняется это недостаточно высокой скоростью движения
золотника вниз, т. е. большим сопротивлением нижних дроссель-
ных канавок вспомогательного золотника. Опережение переклю-
чения золотника при ходе поршня вверх составляет 0,09 сек,
что соответствует ходу поршня в 30 мм, а при ходе вниз — 0,04 сек,
что соответствует ходу поршня в 50 мм. Вследствие того, что*
золотник не доходит на 10 мм до крайнего нижнего положения,
переключение его вниз происходит преждевременно, а это, в свою
очередь, вызывает преждевременное реверсирование хода поршня
на ход вверх. Таким образом, большое сопротивление нижних
дроссельных канавок вспомогательного золотника приводит в дан-
ном случае к сокращению хода поршня на 70 мм, т- е. к суще-
ственному уменьшению коэффициента наполнения агрегата.
Анализ данной осциллограммы позволяет выявить и устра-
нить недостатки расчета и конструирования. Он позволяет также
выявить причины сравнительно больших скоростей движения
поршня в начале каждого хода, выявить величину пиковых
давлений, вызывающи© их причины и наметить пути улучшения
режима работы агрегата в целях уменьшения динамичности
нагрузок и улучшения условий работы клапанов насоса. Воз-
можности для этого, как видно из циклограммы поршня, имеются
большие. Наиболее важным мероприятием в этом направлении
является достижение плавного разгона и торможения поршня.
Исследование гидропоршневого насосного агрегата при раз-
личных режимах работы показало, что разность скоростей дви-
жения поршня вверх и вниз быстро увеличивается с увеличением
нагрузки и давления рабочей жидкости. При постоянной нагрузке
эта разность уменьшается с увеличением числа ходов, причем
главным образом за счет увеличения скорости поршня вверх,
так как скорость движения вниз изменяется очень мало. Явления
эти легко объяснимы. Полученные данные показывают, что для
t5a
повышения эффективности агрегатов дифференциального типа
следует увеличивать длину хода их поршней и уменьшать число
ходов в минуту.
Клапаны насоса являются наиболее слабыми узлами погруж-
ного агрегата. Эффективное исследование их работы возможно
лишь совместно с исследованием режима работы агрегата в целом.
При исследовании работы шариковых клапанов наиболее эффек-
тивный! методом, очевидно, будет скоростная киносъемка движе-
ния клапанов, проводимая в лабораторных условиях синхронно
с записью циклограмм движения поршня и золотника и индика-
торных диаграмм, при помощи электрического метода. При иссле-
довании тарельчатых клапанов методика может быть значительно
упрощена, так как в этом случае возможно использование элек-
трических датчиков и возможна запись клапанных диаграмм
на той же осциллограмме, на которой производится запись цикло-
грамм движения поршня с золотником и индикаторных диаграмм
давления. В этом случае значительно упрощается также обра-
ботка и анализ опытных данных, а главное возможно проведение
исследования работы клапанов в промысловых условиях.
Для создания клапанов с хорошей работоспособностью необ-
ходимо всестороннее исследование не только движения их, но
также прочности и износостойкости. В этом направлении прово-
дятся широкие испытания клапанов различных конструкций
в промысловых условиях работы. Испытываются клапаны как
шарикового типа, так и тарельчатые с резиновыми уплотняющими
элементами и с пружинной нагрузкой. При испытании исполь-
зуются материалы с различными механическими свойствами.
В результате экспериментально-конструкторской работы срок
службы клапанов значительно увеличился. Хорошие результаты
получены при испытании групповых шариковых клапанов для
насосов двойного действия. Однако достаточно хорошей работу
клапанов пока признать нельзя.
Значительное увеличение срока службы клапанов может быть
достигнуто улучшением режима работы погружных агрегатов.
Вследствие тяжелых условий работы гидропоршневых насос’-
ных агрегатов при создании их особое внимание уделяется под-
бору и испытанию на прочность и износостойкость материалов
для наиболее ответственных деталей. Это в равной степени отно-
сится к сталям и к мягким материалам (резины, пластмассы)»
Глава II
НАЗЕМНАЯ ЧАСТЬ ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ
УСТАНОВОК
$ 1. УСЛОВИЯ РАБОТЫ И СХЕМЫ НАЗЕМНОЙ ЧАСТИ УСТАНОВОК
В главе I было дано подробное описание принципиальной
схемы установки гидропоршневого насосного агрегата (см. рис. 1)
и назначений отдельных узлов и элементов ее. Там же было отме-
чено, что условия работы гидропоршневых насосных агрегатов
отличаются большим разнообразием и в связи с этим рассмотрены
различные схемы погружной части насосных установок.
В этом разделе мы покажем, что н схемы наземной части уста-
новок могут существенно отличаться в зависимости от местных
специфических условии.
Наиболее важными особенностями местных условий с точки
зрения выбора схемы наземной части установки следует признать:
1) плотность сетки размещения эксплуатационных скважин;
2) степень загрязненности нефти, добываемой из скважин и 3)
климат.
Рассмотрим наиболее типичные схемы наземной части уста-
новок.
Схема индивидуальной установки
|При разработке новых крупнейших нефтяных месторождений,
расположенных в северных широтах, применяется редкая сетка
эксплуатационных скважин с расстоянием между ними в несколько
сотен метров. В этом случае каждая из скважин расположена
в открытом поле совершенно обособленно от других, и примене-
ние для эксплуатации определенной группы скважин общего
гидропривода неизбежно вызовет увеличение капитальных затрат
па прокладку и утепление длинных трубопроводов. Такое
решение может быть оправдано только особыми обстоятель-
ствами.
Одним из больших достоинств указанных месторождений
является малое содержание механических примесей в добываемой
155
L
нефти, что позволяет использовать ее в качестве рабочей жидкости’
для гидропривода без предварительной очистки. Такое сочетании .
местных условий позволяет применить для эксплуатации скважин. *
этих месторождений простейшую схему наземной части индиви-j
дуальной установки, приведенную на рис. 1.
В случае применения закрытой системы сбора нефти и газа
для измерения добычи в состав установки должен быть включен
дебитомер. Такая установка располагается обычно в непосред-
ственной близости от скважины и имеет минимальную претя- 1
женность трубопроводов, что позволяет сохранять положительную
температуру рабочей жидкости даже в самые сильные морозы. I
Для поддержания заданного режима работы установка должна
быть снабжена автоматическим регулятором. Кроме того, она
обязательно снабжается гидравлической и электрической защи-
той, монтируемой в станции управления.
На таких установках следует лить периодически контроли-
ровать параметры и проверять состояние оборудования.
В восточных нефтяных районах Советского Союза по этой
схеме были смонтированы и успешно работают в течение рнда
лет десятки гидропоршневых насосных установок.
Схема групповой установки
В отличие от приведенных выше условий при разработке
старых нефтяных месторождений применялась обычно густая
сетка размещения эксплуатационных скважин с расстояниями
между ними, измеряемыми всего лишь десятками метров. Особенно
густая сетка размещения скважин характерна для Бакинского
нефтяного района, где месторождения отличаются большим коли-
чеством продуктивных пластов. Одновременно следует отметить,:
что продуктивные пласты сложены здесь рыхлыми породами и
поэтому добываемая из скважин жидкость содержит большое,
количество механических примесей, главным образом песка.
Поскольку эти месторождения разрабатываются давно, большин-
ство скважин обводнено, причем в некоторых случаях обводнен-
ность достигает 95—97%. Часто отмечается образование нефтя-
ных эмульсий.
Таким образом, в этом районе использование добываемой и
скважин нефти в качестве рабочей жидкости возможно лиш:
после предварительной подготовки ее, т. е. после отделена
механических примесей и воды.
Аналогичные условия существуют и при разработке новы:
нефтяных месторождений, расположенных в акватории Каспий
ского моря. При разработке морских месторождений применяете:
метод кустового размещения эксплуатационных скважин, позве
ляющий резко сократить расходы на строительство и эксплуати
цию скважин. Расстояния между устьями скважин в этом случь
измеряются уже всего лишь метрами. Отдельные свайные ocj
вания часто соединяются между собой свайными эстакадав
456
Продуктивные пласты морских месторождений также сложены
рыхлыми породами и поэтому добываемую здесь нефть необхо-
димо очищать от механических примесей.
При сложной очистке нефти ее целесообразно производить
на общей для большей или меньшей группы скважин очистной
установке.
При густой сетке скважин силовые агрегаты можно разместить
« одном месте и от них осуществить разводку напорных линий
с рабочей жидкостью к эксплуатируемым скважинам. Это меро-
приятие позволяет сократить расходы на оборудование и эксплуа-
тацию установки, значительно облегчает условия ее эксплуатации,
контроль за ее работой.
Таким образом при густой сетке размещения скважин, экс-
плуатируемых гидропоршневыми насосными агрегатами, и необ-
ходимости в сложной очистке добываемой нефти наиболее целесо-
образной схемой наземной части установки следует признать
групповую установку с размещением силовых агрегатов в одном
месте и сосредоточением очистки нефти, поступающей из скважин,
на общих очистных устройствах (рис. 52). Выбор количества
скважин, обслуживаемых одной установкой, зависит главным
образом от их местоположения и качества добываемой нефти.
Если на одной площади расположены группы скважин для экс-
плуатации различных нефтеносных горизонтов, существенно отли-
чающихся по глубине залегания, то для каждой из таких групп
скважин может быть смонтирована самостоятельная напорная
групповая линия. Давление рабочей жидкости в каждой из этих
линий устанавливается в зависимости от параметров погружных
агрегатов. Если нефть, добываемая из всех нефтеносных гори-
зонтов, не отличается значительно по своим качествам, то для
сбора, замеров и очистки ее применяются общие устройства.
В противном случае эти операции производятся раздельно, а для
нрявода погружных агрегатов, работающих в каждой из групп
скважин, в качестве рабочей жидкости используется нефть соот-
ветствующего качества.
Силовые агрегаты групповых установок устанавливаются
в одном месте. Количество их зависит от величины подачи каж-
дого из них и от суммарного расхода рабочей жидкости для при-
вода погружных агрегатов во всех скважинах. Обязательна
установка резервных силовых агрегатов. Они вводятся в дей-
ствие в случае выхода из строя или ремонта одного или более
основных силовых агрегатов.
Для всех силовых агрегатов устанавливается общий пульт
управления. Обычно в непосредственной близости от силовых
агрегатов размещается и обвязка с арматурой и регуляторами
режима работы погружных агрегатов. Регуляторы устанавли-
ваются на напорных линиях, прокладываемых к каждой из экс-
плуатируемых скважин. Таким образом, управление наземными
Силовыми и погружными агрегатами, а также контроль за их
157
работой и за работой очистной установки осуществляются в одном
пункте.
Подготовленная рабочая жидкость поступает к силовым агре-
гатам 1 (см. рис. 52) по линии 2 из очистной установки 8 и нагне-
тается ими в общую напорную линию 17. Отсюда рабочая жидкость
разводится по напорным линиям к отдельным скважинам .9.
На каждой из этих линпп установлены регуляторы 11 режима
Рис. 52. Схема групповой гидропорпшевой насосной установки.
1 — силовые агрегаты; 2 — линии подвода рабочей жидкости к силовым агрегатам;
з — очистная установка; 4 — линия передачи добытой нефти в товарные емкости; -5 —
граи; 6 — сборный коллектор; 7 — дсбитомер; 8 — линия для измерении расхода жидко-
сти. поступающей из скважин; 9 — скважины: 19 — напорные липин к отдельным сква-
жинам; 11 — автоматические регуляторы режима работы погружных агрегатов; 12 —
мембранные исполнительные механизмы (МИМ); 13 — сужающие устройства; 14 —
автоматический регулятор давления; is — МИМ; 19 — воздушная линия; 17 — груп-
повая напорная линия для спуско-подъемных операций; 18— общая напорная линия.
работы погружных агрегатов. Датчиками регуляторов служат
нормальные диафрагмы 12, установленные на напорных линиях.
На этих же линиях установлены исполнительные механизмы 13,
при помощи которых регулируется расход рабочей жидкости,
поступающей к погружным агрегатам. В напорной линии 17
158
поддерживается постоянное давление рабочей жидкости при
помощи автоматического регулятора давления (14), причем избы-
ток рабочей жидкости через исполнительный механизм 15 стра-
вливается обратно в линию 2. По линии 16 подается сжатый воз-
дух для питания регуляторов и исполнительных механизмов.
Групповая напорная линия 17 предназначена специально для
проведения спуско-подъемных операций с помощью рабочей
жидкости в любой из скважин. Необходимость в ней вызвана
тем, что при выпрессовке погружных агрегатов, при их подъеме
и спуске значения давлений рабочей жидкости значительно
отличаются от значения давлений, создаваемых при работе агре-
гатов. Весьма существенно могут отличаться также и расходы
рабочей жидкости.	
Добытая жидкость, смешанная с отработавшей, из скважин
поступает в общий сборный коллектор 6. Из этого коллектора
она, пройдя через трап 5, попадает на очистную установку 3.
Часть очищенной нефти снова используется в качестве рабочей
жидкости, а другая часть по линии 4 подается в товарные емкости.
Для периодических замеров жидкости, поступающей из скважин,
служит дебитомер или мерник 7 с коллектором 8.
Достоинства этой схемы особенно велики в том случае, когда
требуется сложная очистка нефти. Если очистка нефти не тре-
буется, то вместо очистной установки 3 может быть установлен
небольшой резервуар для рабочей жидкости.
Особенно компактна и удобна в эксплуатации групповая
установка для куста скважин. Это достоинство установки с боль-
шим успехом может быть использовано при эксплуатации мор-
ских скважин. Малогабаритные силовые агрегаты сравнительно
легко можно разместить на ограниченной площадке свайного
основания. Вертикальные резервуары или отстойники также
занимают небольшую площадь. Если кусты скважин располо-
жены на отдельных свайных основаниях, то в тех случаях,
когда к ним не подведена электроэнергия, привод силовых насо-
сов может быть обеспечен от газодвигателей.
Столь же благоприятные условия для внедрения групповых
установок возникнут в будущем и в восточных нефтяных районах
Советского Союза при виедреппи методов кустового бурения
скважин.
Обе рассмотренные нами схемы установок являются наиболее
типичными. Однако в зависимости от местных условий могут
применяться и другие схемы.
Схема установки с индивидуальным гидроприводом
и общими очистными устройствами
В некоторых случаях при большом расстоянии между эксплуа-
тируемыми скважинами и необходимости в сложной очистке
нефти может оказаться целесообразной схема с размещением
индивидуальных силовых агрегатов непосредственно у скважин,
159
но с общими очистными сооружениями для нефти, поступающем
из всех скважин (рис. 53). В этих установках подготовленная
рабочая жидкость с очистных сооружений к силовым насосам 1
подается центробежным насосом 3 по линии низкого давления 2.
Жидкость из скважин в этом случае также собирается в общий
коллектор и по нему подается на очистные сооружения.
/ — наземные силовые агрегаты; 2 — линия подвода рабочей жидкости к силовым агрс"
тэтам; 3 — центробежный насос; 4 — очистная установка; 5 — линия передачи добытой
нефти в товарные емкости; 6 — трап; 7 — сборный коллектор для сметанной жидкости,
поступающей из скважин; « — дебитомер; S — линия для измерения расхода жидкости,
поступающей из скважин; ю — скважины; 11 — автоматический регулятор-расходомер;
12 — сужающее устройство; 13 — мембрадпп>1Й исполнительный механизм; 14 — воздухо-
провод.
Схема установки с замкнутой циркуляцией
рабочей жидкости
Иногда могут сложиться такие условия эксплуатации, когда
подготовка и транспортирование рабочей жидкости по наземным
трубопроводам связаны с большими трудностями. Это может;
наблюдаться, например, при эксплуатации морских скважии ;
вследствие отсутствия площади для размещения очистных соору-
жений, а также при эксплуатации скважин в районах с суровыми’
зимами, если требуется очистка нефти на групповых очистных;
160
в погружном гидравлическом
сооружениях и транспортирование ее к удаленным скважинам
по наземным трубопроводам большой протяженности. В таких
случаях может оказаться целесообразной схема установки с замк-
нутой циркуляцией рабочей жидкости (рис. 54). По этой схеме
вблизи силового агрегата 1 устанавливается небольшой резер-
вуар 2 с чистой рабочей жидкостью, которая силовым агрегатом
по колонне насосных труб подается к погружному гидравличе-
скому двигателю. Отработавшая
двигателе жидкость, не смеши-
ваясь с добытой жидкостью, под-
нимается на поверхность по от-
дельной колонне насосных труб
и возвращается в резервуар -2.
Жидкость, добываемая из сква-
жины, погружным насосом под-
нимается на поверхность по
третьей колонне насосных труб
и по линии 4 направляется на
очистные сооружения.
Такая схема позволяет рез-
объем жидкости,
стки. Одиако за-
пас рабочей жидкости в резер-
вуаре 2 необходимо периодиче-
ски пополнять для компенсации
главным образом внутренних
утечек в системе, которые могут
составлять около 5% в сутки.
По схеме с замкнутой цирку-
ляцией рабочей жидкости могут
быть оборудованы как индивидуальные, так и групповые уста-
новки.
Основным недостатком этой схемы является необходимость
спуска в скважину трех параллельных колонн насосных труб.
Правда, применив схему с пакером, можно ограничиться спуском
в скважину двух параллельных или концентричных колоин насос-
ных труб.
Мы рассмотрели в общих чертах несколько схем наземной
части установок гидропоршневых насосных агрегатов. Разу-
меется, в зависимости от местных конкретных условий может
возникнуть необходимость некоторого видоизменения их.
Рассмотрим теперь наземное оборудование насосных уста-
новок.
ко сократить
требующей о\
Рис. 54. Схема гидропоршневон
иасосной установки с замкнутой
циркуляцией рабочей жидкости.
1 —- наземный силовой агрегат; 2 —
резервуар рабочей жидкости; 3 — ли-
ния отработавшей жидкости; 4 — ли-
ния передачи добытой жидкости на
очистные устройства; б — скважина;
С - - линия рабочей жидкости высокого
давления; ? — автоматический регуля-
тор-расходомер; 8 — сужающее устрой-
ство; 9 — мембранный исполнительный
механизм; Ю — воздухопровод.
§ 2. НАЗЕМНЫЕ СИЛОВЫЕ АГРЕГАТЫ
В главе I было показано, что наземные силовые агрегаты пред-
назначены для привода в действие погружных гидравлических
двигателей посредством рабочей жидкости, нагнетаемой к ним
И А. С- Казан.
161
под высоким давлением по колонне насосных труб. Поэтому
в состав силового агрегата должен обязательно входить насос
высокого давления. Для привода насоса может быть исполь-
зован электродвигатель или двигатель внутреннего сгорания.
Силовой агрегат снабжается также станцией управления.
Особенности параметров силовых насосов (высокое давление
и сравнительно небольшая подача) показывают, что наиболее
пригодными для этой цели могут быть насосы объемного типа.
Однако условия эксплуатации насосов таковы, что из всех изве-
стных типов насосов объемного типа пока в качестве силовых
насосов гидропоршневых установок почти исключительно при-
меняют плунжерные насосы. Объясняется это нс только техни-
ческими возможностями плунжерных насосов, но и высокими
экономическими показателями их работы при данных параметрах.
Правда, в последние годы проводятся опыты с применением
винтовых насосов в качестве силовых. Гидравлическая мощность
силового насоса может достигать нескольких десятков кило-
ватт.
Как известно, регулирование режима работы погружного
гидравлического двигателя достигается путем изменения расхода
рабочей жидкости. Наиболее экономичным способом регулиро-
вания расхода рабочей жидкости в установках с индивидуальным
гидроприводом может быть применение силовых насосов с плав-
ным регулированием подачи. Однако такие насосы, пригодные
для работы в составе гидропоршневых установок на нефтяных
промыслах, до настоящего времени еще не созданы. Поэтому
пока применяются обычные плунжерные насосы со ступенчатым
регулированием подачи. Ступенчатое регулирование может быть
осуществлено подбором соответствующих сменных пар зубчатых
колес редуктора приводной части насоса или подбором сменных
плунжеров и сальников нужного диаметра. Насос может быть
снабжен несколькими парами сменных зубчатых колес и несколь-
кими парами плунжер. — сальник разного диаметра. Комбини- <
рование этих пар позволяет осуществить многоступенчатое регу- |
лирование подачи силового насоса.
Совершенно очевидно, что для замены той или иной пары
в целях регулирования подачи насоса требуется сравнительно ;
продолжительная остановка его. Из этого обстоятельства еле- I
дует, что подобное регулирование пригодно лишь при подборе I
параметров силового насоса для топ или иной конкретной уста- j
новки или при существенном и длительном изменении режима г
работы погружного агрегата. Правда, при небольшом числе сту- |
пеней регулирования при помощи изменения диаметра плун- i
жера возможны конструктивные решения, позволяющие заменять J
рабочие пары без длительной остановки насоса.
Можно также применять способы ступенчатого регулирования
подачи силового насоса посредством выключения из работы
части его цилиндров, например, вследствие выключения из работы
162
всасывающих клапанов. Такое регулирование не требует дли-
тельных остановок насоса. Недостатком его является увеличение
неравномерности подачи силового насоса и неравномерности
нагрузки на приводную часть его.
Как правило, для гидропоршневых насосных установок при-
меняются силовые насосы со ступенчатым регулированием подачп.
Более точное регулирование расхода рабочей жидкости осуще-
ствляется автоматическими регуляторами или дросселями с пере-
ливными клапанами. При дросселировании жидкости неизбежны
потери энергии. Но они не должны быть велики, если регулиро-
вание производится в достаточно узком диапазоне изменения
расхода рабочей жидкости. Поэтому при выборе рабочих пара-
метров силового насоса необходимо стремиться к тому, чтобы
они возможно ближе были к расчетным параметрам данной уста-
новки, лишь немного превышая их.
В качестве силовых насосов в большинстве случаев приме-
няются трехплунжершле насосы вертикального или горизонталь-
ного исполнения.
В начальный период внедрения установок в качестве силовых
насосов применяли главным образом модернизированные трех-
ллунжерные горизонтальные насосы типа ГБ-351 от установок
гидропрессов и насосы НС-1/150, изготавливаемые специально для
гидропоршневых установок. Конструктивно они мало отли-
чаются. Основное их отличие заключается в размерах; конструк-
ция их проста и потому они недороги. Насосы не имеют редукто-
ров, а снабжены клннорсменной передачей и, следовательно,
рассчитаны на постоянное число ходов в мпнуту. Изменение
подачи насоса может производиться только установкой плунжеров.
различного диаметра.
Ниже даны характеристики этих насосов
ГБ-351
Диаметр плунжеров, мм ..... 28	25
Подача, л {сек............... 0,63	0,5
Максимальное давление, кГ/см2   155 200
Длина хода плунжера, мм ....	62
Число двойных ходов плунжеров в
минуту........................ 400
Наибольшая потребляемая мощ-
ность, кет ............ 14	14
Габаритные размеры васоса с дви-
гателем, мм
длина .	i.................. 1845
ширила....................... 690
высота	.................... 600
Вес насоса без	двигателя, ке . . .	395
НС-1 /150
35	28
1,0 0,67
150 200
62
400
11; 15 или 20,5
2450
785
785
487
Рассмотрим конструкцию насоса НС-1/150 (рис. 55). Все
основные узлы насоса крепятся к чугунной литой станине 1.
В передней части станины имеется большая полость, выполняю-
щая функции всасывающего колпака. К пей подводится жидкость
по всасывающему трубопроводу и затем через всасывающие кла-
11*
163
DCS
Рис. 55. Общий вид силового насоса НС-1/150.
2 — коленчатый вал; з — корпус гидравлической части;
।
паны поступает в каждый из цилиндров насоса. Задняя часть
станины представляет собой большую коробку, в которой разме-
щается кривошипно-шатунный механизм. Сверху коробка закры-
вается крышкой. В местах, предназначенных для размещения
ползунов, в передней части коробки в корпус станины запрес-
сованы чугунные втулки. В боковых стенках коробки имеются
два отверстия, закрываемые крышками, в которых устанавли-
ваются коренные подшипники коленчатого вала.
Коробка заливается машинным маслом, уровень которого
контролируется маслоу казателем.
Для крепления к раме станина имеет четыре прилива с отвер-
стиями. В средней части станина имеет корытообразное углубле-
ние, предназначенное для сбора утечек из гидравлической (через
сальники) и приводной (через втулки ползунов) частей насоса.
Отсюда утечки отводятся в специальные сборники.
В нижней части передней и задней коробок имеются неболь-
шие отверстия, закрытые резьбовыми пробками и предназначен-
ные соответственно для слива рабочей жидкости и масла.
Коренные и шатунные подшипники роликовые. Все три шатун-
ных подшипника надеваются на вал с одного конца. При оконча-
тельной установке их на шейки вала предварительно подклады-
ваются разрезные вкладыши. Подшипники стопорятся на вкла-
дышах пружинными кольцами. К наружным обоймам этих под-
шипников крепятся головки шатунов и уже к ним шпильками
крепятся шатуны 4, Шатуны соединяются с ползунами при помощи
пальцев со втулками и специальных подпятников, к поверхности
которых сильными пружинами прижимаются плунжеры. Таким
обрвзом, плунжеры не имеют жесткой связи с ползунами, что
позволяет уменьшить требования к соблюдению соосности втулок
ползунов и цилиндров насоса, облегчает сборку его и улучшает
эксплуатационные качества.
При сборке кривошипно-шатунного механизма снимается
верхняя крышка коробки. Смазка механизма осуществляется
разбрызгиванием масла, заполняющего нижнюю часть коробки.
В целях сокращения утечек масла зазоры между ползунами
и их втулками должны быть небольшими, а оси втулок и шатунов
должны находиться в одной вертикальной плоскости. Сокраще-
нию утечек в значительной степени способствует также установка
на ползунах чугунных пружинящих маслосъемных колец.
Корпус гидравлической части 3 насоса делается из стальной
поковки. С передней частью станины он соединяется посредством
in попки и шпилек.
В корпусе расточены три горизонтальных ступенчатых канала,
предназначенных для прохода плунжеров и размещения саль-
ников. Каждый нз этих каналов выходит в вертикальную кла-
панную камеру, в которой один над другим размещены всасываю-
щий и нагнетательный клапаны. Седла клапанов уплотняются
и камере резиновыми манжетами. Клапаны установлены кони-
165
чес к не с резиновыми манжетами. Клапанные пары изготавливаются
из стали 3X13 или 40Х и для увеличения твердости подвергаются
термообработке. Клапанные камеры закрываются сверху резьбо-
выми крышками, обеспечивающими быстрый доступ к клапанам.
Сальники, состоящие из комплектов резиновых манжет и
направляющих втулок, установлены в специальных гильзах.
Плунжеры и направляющие втулки изготавливаются с посадкой^ .
Плунжеры делаются составными йз двух частей с резьбовым
соединением, что облегчает их установку, а также сборку и раз-
борку сальников. Часть плунжера с рабочей поверхностью под-
Рис. 56. Силовой агрегат НС-1/130.
вергается термической обработке для повышения твердости.
Рабочая поверхность плунжера обрабатывается по 9 классу
чистоты.
Общий вид силового агрегата НС-1/150 показан на рис. 56. ;
В зависимости от расчетных параметров установок силовые 
агрегаты могут снабжаться двигателями различной мощности, |
Методика расчета рабочих параметров силовых агрегатов ]
в зависимости от параметров гидропоршневых насосных агрега- ]
тов дана в главе I.	j
Насосы рассмотренного типа быстроходные. Этим, а также |
компактной конструкцией объясняются их малогабаритность и j
небольшой вес. Но у быстроходных насосов для обеспечения *
правильного протекания процесса всасывания и, следовательно,}
для протекания рабочего процесса в целом необходимо создание
определенного подпора во всасывающей линии. Объясняется это’
двумя причинами. Во-первых, при большой скорости плунжера•
при ходе всасывания возможен отрыв от него потока жидкости,
следующей за ним с небольшой скоростью. В результате этого*
происходят сильные гидравлические удары при встрече плунжера
(после изменения хода) с оторвавшейся от него жидкостью. Чем
166
больше отрыв, тем при большей скорости плунжера происходит
встреча его с оторвавшимся потоком жидкости и тем сильней
гидравлические удары. Во-вторых, при большом числе циклов
работы клапанов происходит значительное запаздывание их откры-
тия и закрытия, сопровождающееся стуком и гидравлическими
ударами. Для обеспечения безударной посадки клапанов увели-
чивается пружинная нагрузка на них. Но при этом возрастает
сопротивление клапанов проходу жидкости. Если для нагнета-
тельных клапанов это не имеет большого значения и выражается
лишь в некотором увеличении потерь, то для обеспечения пра-
вильной работы всасывающих клапанов во всасывающей линии
необходимо создать определенный подпор.
В большинстве случаев необходимый подпор может быть
обеспечен подъемом резервуара с рабочей жидкостью на доста-
точную высоту. Однако иногда, например при очень большой
вязкости нефти и длинной всасывающей линии, требуется уста-
новка на этой линпи маленького центробежного подпорного
насоса. В индивидуальных силовых агрегатах НС-1/150 для этой
цели обычно применяются центробежные насосы 1’/2 Кб. Привод
такого насоса может быть самостоятельный или от основного
двигателя силового агрегата.
В Советском Союзе для силовых агрегатов применяются исклю-
чительно короткозамкнутые элоктродвигатоли переменного тока.
Необходимо отметить, что если агрегаты устанавливаются
в закрытых помещениях, где не всегда может быть обеспечена
хорошая вентиляция, электродвигатели должны иметь взрыво-
безопасное исполнение. В США для этой цели значительно шире
применяются двигатели, работающие на попутных нефтяных
газах. Применение таких двш'ателей позволяет существенно
повысить к. п. д. установок. Однако эксплуатация агрегатов
с газовыми двигателями отличается большей сложностью, агре-
гаты нуждаются в большем уходе и в обслуживающем персонале
более высокой квалификации. При этом необходима также сложная
контрольно-регулирующая и защитная аппаратура.
Агрегаты с электродвигателями отличаются от этих агрегатов
простотой контрольно-защитной и пусковой аппаратур и про-
стотой эксплуатации. Но, несмотря на это, в ряде случаев, оче-
видно, целесообразнее применять агрегаты с газовыми двигате-
лями.
Агрегаты с электродвигателями снабжаются простыми стан-
циями управления. Эти станции имеют следующее назначение:
1)	ручной пуск и остановка наземных насосов;
2)	защита электродвигателя от коротких замыканий и пере-
грузок по току при помощи максимального реле и предохраните-
лей;
3)	защита от повышенного и пониженного (по сравнению с уста-
новленными пределами) давлений жидкости в линии нагнетания
с помощью электроконтактного манометра и промежуточного реле.
167
Электро контактный манометр устанавливается обычно побли-
зости от силового насоса и подсоединяется к его полости нагнета-
ния при помощи гибкого шланга высокого давления и к станции
управления проводами. При работе силового насоса предельные
контактные стрелки манометра устанавливаются в определенные
положения —выше и ниже рабочей стрелки. Если давление
рабочей жидкости имеет недопустимо большие отклонения в ту
или другую сторону, рабочая стрелка манометра замкнет контакты
соответственно на верхней или нижней предельных стрелках.
При этом через промежуточное реле произойдет отключение
контактора.
Надо отметить, что в настоящее время все силовые агрегаты
устанавливаются у нас в помещениях. Так, для индивидуальных
агрегатов в восточных нефтяных районах собираются легкие
гипсоплитовые будки. Вследствие суровых зимних условий и
частых метелей установка таких будок вполне оправдана.
Для силовых агрегатов групповых установок строятся обычно
каменные помещения, строительство которых в южных районах
может быть оправдано только в случае тяжелых условий эксплуа-
тации, когда агрегаты требуют постоянного внимания и частого
профилактического ремонта. В остальных случаях в южных
районах, не отличающихся суровыми зимами и метелями, как
индивидуальные, так и групповые установки могут быть откры-
того типа.
В силовых агрегатах, установленных на открытых площадках,
электродвигатели и другая электроаппаратура могут иметь обыч-
ное исполнение.
§ 3. КОНТРОЛЬНО-РЕГУЛИРУЮЩАЯ АППАРАТУРА
В действующей гидропорптневой насосной установке должен
постоянно или периодически осуществляться контроль основных
параметров и поддерживаться заданный режим работы погруж-
ного агрегата.
Важнейшими параметрами погружных агрегатов, подлежащих
этому контролю, являются: 1) число двойных ходов в минуту;
2) давление рабочей жидкости и характер его изменения; 3) подача
погружного агрегата; 4) расход рабочей жидкости.
В предыдущем параграфе мы познакомились с пусковой и
защитной аппаратурой силовых агрегатов. Входящие в ее состав
электро контактные манометры предназначены для визуального
контроля за режимом работы установки и отключения установки
при изменении давления выше или ниже максимального или
минимального.
Изменение давления рабочей жидкости при изменении напра-
вления движения поршневой группы погружного агрегата фикси-
руется на манометре в виде небольших колебаний стрелки. По
колебаниям стрелки манометра можно определить число ходов'
168
погружного агрегата. По характеру колебаний стрелки манометра
можно также судить о режиме работы его. Различные заедания,
неравномерность хода, а также изменения нагрузки, вызванные
внешними причинами или неполадками находят свое отражение
в изменении давления рабочей жидкости и, следовательно, в коле-
баниях стрелки манометра.
Таким образом, с помощью манометра, установленного на
нагнетательной линии, можно одновременно осуществлять визуаль-
ный контроль за числом ходов погружного агрегата, давлением
рабочей жидкости и режимом работы погружного агрегата. При
установке регистрирующих приборов изменения давления могут
быть зафиксированы в удобном масштабе времени.
Определение числа ходов погружного агрегата, безусловно,
более удобно было бы производить с помощью специальных
счетчиков. Однако приборы эти до настоящего времени, к сожа-
лению, еще не созданы.
Наиболее трудно поддаются контролю такие параметры как
подача погружного агрегата и расход рабочей жидкости. Объ-
ясняется это тем, что расход многофазной газированной жидкости
практически можно измерять лишь объемным способом. До сих
пор для измерения расхода жидкости, добываемой из скважин
различными способами, пользуются почти исключительно трапами
и мерниками. Эти же средства применяются пока для измерения
расходов и в гидропоршневых насосных установках. Как изве-
стно, эти средства и способ измерения неудобны, а достаточно
точных результатов все же не дают.
В гидропоршневых насосных установках положение ослож-
няется тем, что непосредственное измерение подачи погружного
агрегата вообще затруднено (за исключением установки с замк-
нутой циркуляцией рабочей жидкости). Ее можно определить
лишь как разность расходов смешанной (отработавшей и добытой)
жидкости (q + Q), поступающей из скважины, и расхода рабо-
чей жидкости q, т. е. Q = (q + Q) — q.
Определение расхода малогазированной и однородной рабочей
жидкости может быть произведено сравнительно легко и с доста-
точной степенью точности. Измерение же расхода смешанной
жидкости, поступающей из скважины, связано с обычными для
подобных случаев трудностями.
Измерять подачу погружного агрегата с помощью одного
мерника можно лишь в том случае, если одновременно из этого
мерника расходуется рабочая жидкость для привода погружного
агрегата. Увеличение уровня в мернике в данном случае отражает
подачу погружного агрегата. Этот метод измерения подачи погруж-
ного агрегата удобен, но он исключает возможность измерения
расхода рабочей жидкости с помощью мерника. Ввиду того, что
рабочая жидкость достаточно однородна и мало газирована,
измерение расхода ее, очевидно, можно осуществлять и с помощью
расходомеров предпочтительно объемного тина. Такая методика
169
измерения представляется нам наиболее целесообразной и опа
применяется нами с некоторыми изменениями как в индивидуаль-
ных, так и в групповых гидропоршневых насосных установках!
С сожалением приходится констатировать большое отставание
в области создания современных средств для измерения расходов
жидкостей в промысловых условиях. В настоящее время ведутся
только экспериментальные работы по созданию промысловых
автоматических дебитомеров. Замена такими дебитомерами гро-
моздких открытых мерников и трапов значительно улучшит
условия эксплуатации нефтяных скважин любыми способами! I
Простых и надежных расходомеров для однородной сырой
нефти, пригодных для работы под высоким давлением, нет. ’
Поэтому в гидропоршневых установках для приближенного
определения расхода рабочей жидкости, а главное для регулиро-
вания заданного режима работы применяются в настоящее время
расходомеры-дифманометры с сужающими устройствами (диаф-
рагмами). Устанавливаются они на нагнетательных линиях
рабочей жидкости и достаточно успешно исполняют свои функции!
Препятствием в применении этих расходомеров для точных
измерений расхода рабочей жидкости являются пока некоторые
трудности, вызванные тем, что потоки нефти, проходящие через
расходомеры, имеют небольшие значения числа Рейнольдса и
при этом коэффициент расхода жидкости через сужающее устрой-
ство является величиной переменной. Как известно, при доста-
точно больших значениях числа Рейнольдса коэффициент расхода
жидкости через сужающее устройство является величиной посто-
янной, что позволяет точно рассчитывать сужающие устройства
и получать точные результаты при эксплуатации их.
Несомненно, вопрос создания расходомера для потоков с ма-
лыми значениями числа Рейнольдса также будет решен.
Расположение в составе наземного оборудования гидропорш-
невых насосных установок мерников, дебитомеров и расходо-
меров показано на соответствующих схемах.
Определение фактических параметров работы установок ;
гидропоршневых насосных агрегатов показало, что они обычно ;
в большей или меньшей степени нестабильны. Изменение режима j
работы установки может быть вызвано несколькими причинами. ।
Наиболее важными из них являются: колебания динамического •
уровня жидкости в скважине, вызванные пульсацией -пластового <
давления и неравномерное по времени содержание свободного J
газа в добываемой жидкости. Колебания этих величин тем значи-»<
тельнее, чем больше газовый фактор скважины. Различная сте-^|
пень газирования столба поднимающейся по насосным трубам•,
жидкости приводит к изменению его веса и величины гидравли-J
ческих сопротивлений при движении этой смеси, что, наряду;
с колебанием динамического уровня жидкости в скважине, влечет1
за собой изменение нагрузки погружного агрегата. Естественным,
следствием изменения нагрузки является изменение давления
170
рабочей жидкости. В тех случаях, когда установка снабжена
дросселем на входе и в ней осуществляется стравливание некото-
рого количества избыточной рабочей жидкости, ивменение вели-
чины давления вызывает изменение расхода рабочей жидкости и,
следовательно, изменение числа ходов погружного агрегата.
Иногда резкие изменения режима работы установки вызы-
ваются частичным заклиниванием рабочих пар погружного агре-
гата песчинками, попавшими в зазоры между ними. Однако
изменения режима работы установки могут быть вызваны не
только особенностями работы скважины и погружного агрегата,
но и наземного оборудования.
* Сравнительно медленное изменение режима работы установки
происходит при изменении температуры рабочей жидкости. Б неко-
торых случаях причиной изменения режима установки может
быть ухудшение параметров силового насоса.
Наиболее же частой причиной существенного изменения
режима работы установки является неустойчивая работа дрос-
селя. Нередко отклонения от оптимального режима работы уста-
новки бывают весьма значительны, что, разумеется, крайне
нежелательно как с точки зрения режима эксплуатации сква-
? жины, так и с точки зрения эксплуатации оборудования.
Восстановление оптимального режима работы установки про-
j изводится с помощью дросселя. Однако регулирование режима
работы установки вручную по вполне понятным причинам может
производиться лишь периодически. Вследствие этого режим
работы установки при ручном регулировании носит неравномер-
ный характер. Нестабильность режима работы установки при
ручном регулировании наглядно отражена в верхней части кру-
говой суточной диаграммы (рис. 57) расхода рабочей жидкости,
снятой при работе агрегата в скв. 1621 промысла № 7 НПУ
| Орджоникидзенефть. При этом нужно учесть необходимость
в повышенном внимании обслуживающего персонала к действую-
щим установкам.
Наиболее простым и действенным способом стабилизации
режима работы установки является применение силового насоса
|| с точно подобранной оптимальной постоянной подачей и отказ
от дросселя. В этом случае изменения нагрузки будут вызывать
лишь изменения давления рабочей жидкости. Этот простейший
способ стабилизации режима работы может применяться лишь
в индивидуальных установках. Недостатком его является невоз-
можность плавного форсирования режима работы погружного
агрегата по мере износа рабочих пар для стабилизации подачи.
Поэтому применение описанного способа стабилизации режима
работы при эксплуатации «песочных» скважин не всегда может
быть оправдано ввиду сравнительно быстрого износа в них
рабочих пар погружных агрегатов. Применение этого способа
затруднено при эксплуатации скважин со строго ограниченными
пределами отбора жидкости ввиду того, что силовые насосы
171
с постоянной подачей допускают лишь грубое ступенчатое регу-
лирование ее.
Наиболее совершенной является автоматическая стабилиза-
ция режима работы установки. Применение автоматических
Рис.'57. Суточная круговая диаграмма расхода работой жидкости при ра-
боте гидропоршневого насосного агрегата с ручной и автоматической ста-
билизацией режима работы.
регуляторов позволяет поддерживать заданный режим работы
погружного агрегата, несмотря на значительные изменения
нагрузки. Но если эксплуатация индивидуальных установок
может осуществляться с некоторыми трудностями и без автомати-
ческого регулирования, то работа групповых гидропоршневых
насосных установок невозможна без автоматического регулиро-
вания. В групповых установках питание рабочей жидкостью
погружных гидравлических двигателей, работающих в различ-
ных скважинах, осуществляется от общей линии высокого давле-
172
ния. Поэтому изменение нагрузки и режима работы погружного
агрегата в любой из скважин вызовет изменение режима работы
всех погружных агрегатов, приводимых в действие от этой линии.
Однако применение автоматических регуляторов позволяет и
в групповых установках поддерживать заданный режим работы
погружных агрегатов.
Возможно применение различных систем автоматического
регулирования. На одной из них ниже мы остановимся подроб-
ней. Какие же параметры необходимо подвергать автоматиче-
скому регулированию для обеспечения стабильности режима
работы погружного агрегата? Наилучшим образом этой цели,
очевидно, должно отвечать автоматическое регулирование числа
ходов погружного агрегата. Однако создание надежного измери-
теля числа ходов погружного агрегата, работающего на большой
глубине в скважине, связано со значительными трудностями.
Применение же недостаточно надежного измерителя числа ходов
делает ненадежной всю систему регулирования.
Как известно, число ходов погружного агрегата пропорцио-
нально расходу рабочей жидкости (см. главу 1). Но коэффициент
расхода рабочей жидкости является величиной переменной.
Основным фактором, влияющим на изменение этого коэффициента,
является величина зазоров в рабочих парах гидравлического
двигателя. По мере износа цилиндра и поршня двигателя, а также
деталей золотникового устройства коэффициент расхода рабочей
жидкости увеличивается. Однако увеличение расхода рабочей жид-
кости вследствие износа рабочих органов гидравлического двига-
теля погружного агрегата даже в «песочных» скважинах происхо-
дит сравнительно медленно (в течение многих дней, недель и даже
месяцев). В скважинах же, дающих жидкость с малым содержа-
нием механических примесей, постепенное увеличение расхода
рабочей жидкости погружным агрегатом наблюдается обычно
в течение многих месяцев. С учетом этого положения стабилиза-
цию режима работы погружного агрегата можно осуществить,
применив автоматическое регулирование расхода рабочей жидко-
сти, что в принципе выполнить нетрудно при помощи регулято-
ров, серийно выпускаемых промышленностью. Изменение режима
работы погружного агрегата в связи с износом его рабочих орга-
нов осуществляется в этом случае периодически ручным задат-
чиком регулятора.
Работы по автоматическому регулированию режима работы
гидропоршневых насосных агрегатов находятся пока в началь-
ной стадии, да и то лишь в Бакинском районе, поскольку он
Характеривуется более сложными условиями эксплуатации и
применением групповых установок, работа которых невозможна
без автоматического регулирования.
Для стабилизации режима работы установок необходимо
Применение мзодромных регуляторов, т. е. таких регуляторов,
которые обеспечивают поддержание регулируемого параметра
173
всегда на заданном значении. В нефтяной промышленности и
других отраслях для регулирования расхода и давления широко
применяются изодромные регуляторы пневматического действия,
надежные в работе и безопасные в пожарном отношении. Регуля-
торы обычно монтируются в измерительных приборах.
Система регулирования кроме регуляторов должна включать
измерительное устройство и исполнительный механизм. Для
измерения и регулирования давления применяются показывающие
или регистрирующие манометры с встроенными в них регулято- 1
рами. Для измерения и регулирования расхода жидкости или ’
воздуха в большинстве случаев применяют расходомеры-дифмано-
метры с сужающими устройствами.
В качестве исполнительных механизмов широко применяются
мембранные пневматические механизмы вследствие простоты кон-
струкции, дешевизны и надежности в эксплуатации.
Системы автоматического регулирования расхода и давления
с применением указанных выше приборов и механизмов широко |
распространены в нефтяной промышленности. По предложению i
института НИПИнефтехимнавтомат эти системы были приняты
и для автоматического регулирования режима работы индиви-
дуальных и групповых гидропоршневых насосных установок,
работающих в Бакинском нефтяном районе. Основное отличие
в условиях работы системы регулирования гидропоршневой
насосной установки от условий работы такой же системы, приме-
няемой, например, на нефтеперерабатывающем заводе, состоит
в том, что в данном случае через сужающее устройство расходомера
проходит сравнительно небольшой расход сырой нефти, имеющей
довольно большую вязкость. Это значит, что поток жидкости,
проходящей через сужающее устройство расходомера, имеет не-
большое значение числа Рейнольдса. Между тем, как отмечалось
уже нами выше, при малых значениях числа Рейнольдса коэф-
фициент расхода жидкости через сужающее устройство не
является величиной постоянной, как это наблюдается при больших
значениях его. Следовательно, в данном случае расходомер тако-
го типа не может служить достаточно точным измерителем абсо-
лютной величины расхода жидкости. Однако этот недостаток не
мешает его использованию в качестве датчика для регулятора рас-
хода, так как задание на стабилизацию режима работы погружного
агрегата устанавливается с помощью ручного задатчика по числу
ходов агрегата, определяемому каждый раз при изменении режима
работы его. Кроме того, имеется возможность путем улучшения
конструкции сужающего устройства значительно повысить ста-
бильность в точность измерений расходомерами этого типа. Точ-
ные измерения расхода рабочей, жидкости необходимы для кон-
троля за работой гидропоршневой насосной установки.
Опытная эксплуатация подтвердила возможность использо-
вания шайбных расходомеров-дифманометров для системы регу-«
лирования режима работы гидропоршневых насосных агрегатов!
174	’
Монтаж расходомеров-дифманометров должен производиться
в полном соответствии с правилами 27-54 по применению и поверке
расходомеров с нормальными диафрагмами, соплами и трубами
Вентури.
В первых гидропоршневых насосных установках, оборудован-
ных системой автоматического регулирования, в качестве измери-
теля перепада давления в сужающем устройстве использованы
Рис. 58. Схема изодроьшого пневматического регулятора типа 04, приме-
няемого для автоматической стабилизации расхода рабочей яовдкости в гидро-
поршновых насосных установках.
1 — тяга; 2 — рычаг; з — коромысло; 4 — задатчик; 5 — стрелка; й — указатель;
7 —тяга; з — ось; 9 — трехплечный рычаг; Гй — заслонка; 11, 12, 17, 19, 20 — силь-
фоны; 13 — пневматический усилитель; 14 — трубка; 15 — клапан; 16 — шток; is —
сопло; 21 — пружина; 24 — шток; 25 — штифт; 26 — вентиль; 27 — ось; 2В, 29 —
трубки; 30 —фильтр; 31 — редукционный клапан.
дифференциальные манометры типа ДП-410 с встроенными в них
универсальными изодромными пневматическими регуляторами
типа 04, т. е. приборы типа О4-ДП-410. В качестве исполнитель-
ных механизмов использованы механизмы прямого действия
с пружиной, расположенной под мембраной и с односедельным
Игольчатым клапаном.
В изодромном регуляторе пневматического действия типа 04
(рис. 58) механизм обратной связи состоит из камеры А с внутрен-
175
ним 19 и наружным 20 сильфонами и пружины 21. Пространство
между сильфонами заполнено маловязкой жидкостью.
Механизм изодрома состоит ив сильфонов 11 и 12, пространство
между которыми В также заполнено маловязкой жидкостью.
К внутренним сильфонам 19 и 11 прикреплен шток 24, снабжен-
ный штифтом 25. Полости Б и В сообщаются между собой труб-,
кой 28, с установленным на ней небольшим игольчатым веити-
лем 26. Сильфоны 11 и 12 не мешают перемещению штока 24, так.
как наружный сильфон сообщается с атмосферой и может свободно;
сжиматься и разжиматься.
Регулятор работает как изодромный лишь в том случае, если
открыт полностью пли частично игольчатый вентиль 26. При
этом действие изодрома и обратной связи протекают одновременно,;
ио они не уничтожаются взаимно, так как действие изодрома nOi
сравнению с действием обратной связи протекает медленно.
Пуск и автоматическое регулирование режима работы инди-i
видуальной гидропоршневой насосной установки производится!
следующим образом. При пуске прежде всего проверяется отсут-}
ствие давления воздуха в камере А и, следовательно, в головке}
исполнительного механизма. Это указывает на то, что линия,
для стравливания рабочей жидкости открыта и силовой насоё
можно пускать без нагрузки. После пуска силового насоса открыв
в камеру А
вается доступ сжатого воздуха
и головку
исполнитель-.'
ног о механизма. Давление в этих полостях постепенно у велич]
вается вследствие ручного перемещения указателя 6 задатчика
до определенного положения, которое контролируется такж
по перемещению стрелки 5 расходомера. Положение стрелки н
дисковой диаграмме соответствует определенному расходу раб(
чей жидкости или определенному числу ходов погружног
агрегата. По указанным вышесоображенпям (непостоянство внг
чения коэффициента расхода) расходомер должен подвергатьс
предварительной тарировке.
При настройке регулятора тяга 7, шарнирно связанная с коре
мыслом 3, поворачивает трехплечный рычаг 9 вокруг оси 8
К штифту нижнего конца рычага прижата заслонка 10 сопла В
через которое происходит истечение воздуха в атмосферу. Систем
регулирования питается сжатым воздухом, . поступающим в
трубке 14. Предварительно воздух проходит через фильтр 30
редукционный клапан 31, в котором давление воздуха снюка<
до 1,1 кПслР. При повороте рычага заслонка приближас
к соплу, увеличивая сопротивление выходу воздуха из не
в атмосферу. Перемещая заслонку по направлению к сопл
можно изменять давление воздуха в камере Г от 0 до 1,1 кПсл
Максимальная величина хода заслонки составляет 0,05 мм. П]
увеличении давления в камере Г пневматического усилителя .
сжимается сильфон 17, причем шток 16 перемещается вниз и п]
помощи прикрепленного к нему тарельчатого клапана 15 закрыва
отверстие б, предназначенное для выхода воздуха в атмосфер
176
Это действие вызывает увеличение давления воздуха в камере Д
усилителя. Сжатый воздух по трубке 29 поступает к исполнитель-
ному механизму и, вовдействуя на его мембрану, прикрывает
игольчатый клапан, предназначенный для стравливания избытка
рабочей жидкости. Вследствие этого давление и расход рабочей
жидкости, поступающей к погружному агрегату, повышаются
до нужной величины.
Автоматическое регулирование расхода рабочей жидкости
осуществляется системой следующим образом. Если в линии
рабочей жидкости высокого давления произойдет под влиянием
каких-либо факторов отклонение величины расхода от заданной
величины, оно вызовет изменение перепада давления в сужающем
устройстве, установленном на линии, и будет воспринято диффе-
ренциальным манометром (через импульсные трубки). Изменение
перепада давления вызывает перемещение тяги 7, которая через
рычаг 2, коромысло 3, тягу 7 и трехплечный рычаг 9 воздействует
на заслонку 10, отодвигая или приближая ее к соплу 18. Далее
регулятор действует описанным выше образом, — увеличивая
пли уменьшая давление воздуха, поступающего к исполнитель-
ному механизму. Игольчатый клапан исполнительного механизма
под действием регулятора открывается или закрывается до тех
пор, пока в линии рабочей жидкости не восстановится заданный
расход.
Следует, однако, отметить, что в последние годы разработаны
и освоены нашей приборостроительной промышленностью новые
более совершенные технические средства автоматики и, в част-
ности, приборы пневматической агрегатной унифицированной
системы АУС, применение которых позволит осуществлять более
совершенное и надежное регулирование и управление процессами
[271.
Как уже отмечалось выше, в системе регулирования гидро-
поршневых насосных установок применяются мембранные испол-
i пительные механизмы МИМ с пружиной, расположенной под
| мембраной, и с односедельным игольчатым клапаном (рис. 59),
Ь сконструированным в НИПИнефтехимавтомат [28]. МИМ состоит
из регулирующего органа и приводной части, служащей для его
перемещения. В качестве регулирующего органа в данном случае
принят игольчатый клапан. Эти клапаны устанавливаются на
линиях, предназначенных для стравливания излишней рабочей
, жидкости из линий высокого давления (см. рис. 52, 53, 54),
Приводная часть МИМ представляет собой мембранную голо-
нку, между крышками которой плотно зажата резиновая мем-
брана 1. В пневматическую камеру, расположенную над мембра-
। пой, подводится под давлением воздух от регулятора. Пружина
расположенная под мембраной, стремится прижать последнюю
К верхней крышке головки, когда в пневматической камере от-
сутствует давление. К жесткой центральной части мембраны
(Прикреплен шток привода, связанный со штоком 6 игольчатого
12 А. С. Каван.	177
клапана. По положению диска 4 можно судить о степени откры-
тия клапана.
При изменении давления в пневматической камере мембрана
прогибается в ту или другую сторону, перемещая посредством
штока иглу клана!га. Полный ход игла совершает при изменении
давления от 0 до 1 кГ/см?. Необходимое усилие для перемещения
регулирующего органа может быть обеспечено выбором мембран-
ной головки соответствующего размера. Между ходом регулирую-
щего органа и давлением, создаваемым регулятором в пневмати-
ческой камере, должна быть линейная зависимость. Достигается
она установкой специаль-
ных пружин.
Важным требованием к
характеристике исполни-
тельного механизма яв-
ляется также минималь-
ное значение гистерезиса
(разницы между прямым
и обратным ходом). Ги-
стерезисные должен пре-
вышать 2% от величины
полного хода регулирую-
щего органа.
В индивидуальных
гидропоршневых насосных
установках (см. рис. 53,
54) сужающее устройство
8, являющееся датчиком
расходомера-регулятора 7,
устанавливается на линии
высокого давления 6, под-
водящей рабочую жидкость
к погружному агрегату,
а исполпительный меха-
низм 9 устанавливается
на линии, предназначен-
ной для стравливания
избытка рабочей жидко-
сти. Импульсы, поступаю-
щие от сужающего
устройства к регулятору;
Рис. 59. Пневматический мелН
бранный исполнительный мЦ
ханивм с игольчатым клач
паном.
1 — мембрана; 2 - пружина; з —J
корпус МИМ; 4— диск; а— шкала!
б — шток клапана; 1 — игла клея
пана; 8 — седло клапана. 1
178
преобразовываются последним в команды для исполнительного
механизма, который, согласно им, при помощи игольчатого
клапана изменяет расход стравливаемой рабочей жидкости.
Сжатый воздух для питания системы регулирования подается
по линии 10. Такая система автоматического регулирования
обеспечивает достаточно хорошую стабильность режима работ»!
погружного агрегата, что четко отражено в части суточной диа-
граммы (см. рис. 57) расхода рабочей жидкости, соответствующей
работе его с автоматическим регулированием.
В групповых гидропоршневых насосных установках (см.
рис. 52) как датчик 72, так и исполнительный механизм 13 уста-
навливаются на каждой из линий высокого давления, подводящих
рабочую жидкость к отдельным скважинам для привода погруж-
ных агрегатов. В этом случае постоянство расхода рабочей
жидкости в каждой из напорных линий поддерживается не за
счет изменения расхода стравливаемой рабочей ясидкости, а за
счет изменения гидравлического сопротивления в напорных
линиях. Выполняется оно при помощи тех же исполнительных
механизмов, получающих команды от расходомеров-регулято-
ров 11. Все напорные линии 10 присоединены к общей магистрали
18 рабочей жидкости высокого давления. В этой магистрали
поддерживается строго постоянное давление, необходимое для
работы наиболее нагруженного гидропоршневого насосного агре-
гата. Вследствие того, что для работы всех остальных погружных
агрегатов требуются несколько меньшие значения давления рабо-
чей жидкости, в напорных линиях, идущих к этим агрегатам,
производятся частичное дросселирование давления при помощи
исполнительных механизмов регулирующей системы. Степень
дросселирования изменяется прп необходимости изменения режима
работы погружного агрегата. Само собой разумеется, что степень
дросселирования давления для каждого из погружных агрегатов,
Kaii правило, различна, поскольку различны нагрузки и режимы
их работы. Однако степень дросселирования давления не должна
быть высокой, так как это снижает к. п. д. установки. Поэтому,
если установка объединяет погружные агрегаты, работающие
с резко отличными значениями давления рабочей жидкости, в ней
делаются две магистральные линии с различным давлением,
к которым подсоединяются две соответствующие группы погруж-
ных агрегатов.
Очевидно, что изменение режима работы любого из погружных
агрегатов немедленно повлечет за собой изменение давления
п магистрали и, следовательно, изменение режимов работы всех
«стальных погружных агрегатов, если давление в магистрали
по будет своевременно восстановлено. Стабилизация давления
а магистрали 18 может быть обеспечена лишь при помощи системы
автоматического регулирования. Для этой цели к магистрали
подсоединяется манометр с встроенным в него изодромным ре-
гулятором 14. Команды регулятора подаются исполнительному
12*
17
механизму 15 с игольчатым клапаном, установленному иа линии,
предназначенной для стравливания избыточной рабочей жидкости
из магистрали. Изменение расхода рабочей жидкости через этот
клапан в соответствии с командой регулятора позволяет стабили-
зовать давление в магистрали при изменении режимов работы
погружных агрегатов.
Все регулирующие системы установки питаются сжатым
воздухом от магистрального воздуховода 16. В целях повышения
надежности воздуховод целесообразно делать кольцевым.
Рис. 60. Схема групповой гидропоршневой насосной установки с автома-
тической стабилизацией давлепия рабочей жидкости в магистрали и с руч-
ным регулированием расхода рабочей жидкости в напорных линиях, иду-
щих к скважинам.
1 — силовые насосы; 2 — линия всасывания; з — воздухопровод; 1 — манометр с изод-
ромным регулятором; Б — МИМ; в — дроссель с руч шм регулированием; 7 — манометр;
S — расходомер; 9 — напорные линии рабочей жидкости, идущие к скважинам; 10 —
ливня замера расхода рабочей жидкости, используемая также и для спуско-подъемных
операций; 11 — магистральная линия рабочей жидкости высокого давления.
Рассмотренная нами схема автоматической стабилизации ।
режима работы групповой установки отличается значительной;
сложностью. Между тем задача стабилизации режима работы |
групповой гидропоршневой насосной установки может быть
решена более простыми средствами. Для этого необходимо лишь
наличие дросселя с устойчивой характеристикой и с ручным регу-
лированием. Такие дроссели 6 можно устанавливать на напорных
линиях рабочей жидкости, идущих к отдельным скважинам;
(рис. 60) вместо системы автоматического рсгулировапия рабочей
жидкости, так как настройка системы все равно производится;
вручную. Контроль за режимом работы погружных агрегатов
при настройке может осуществляться при помощи манометров 7.
Контроль за расходом рабочей жидкости в каждом из агрегатов
может осуществляться посредством расходомера 8, к которому
они поочередно подключаются. Наиболее подходящими для этоЗ
180
цели являются расходомеры объемного типа. Стабилизация же
давления в магистральной линии рабочей жидкости достигается
здесь, как и в предыдущей схеме, при помощи манометра с изо-
дромным регулятором 4 и мембранного исполнительного меха-
низма, установленного на линии стравливания излишка рабочей
жидкости из магистрали.
Мы рассмотрели аппаратуру и системы автоматического регу-
лирования режимов работы гидропоршневых насосных установок,
применение которых целесообразно в Бакинском нефтяном районе,
поскольку здесь сохранилось еще много компрессорных станций
и разветвленная сеть воздуховодов, а наиболее эффективными,
по-видимому, будут групповые установки. Нормальной работе
пневматической системы автоматического регулирования здесь
не препятствуют и климатические условия. Однако применение
пневматических систем регулирования в восточных нефтяных
районах Советского Союза едва ли будет возможно. Основные
препятствия для применения их здесь следующие: 1) отсутствие
компрессорного хозяйства; 2) преимущественное применение
индивидуальных гидропоршневых насосных установок, удален-
ных на значительные расстояния друг от друга; 3) суровые зимние
климатические условия, осложняющие эксплуатацию пневмати-
ческих систем.
Оборудование каждой гидропоршневой насосной установки
самостоятельным, пусть даже небольшим, компрессорным хозяй-
ством усложнило бы их эксплуатацию и повысило стоимость.
Поэтому для установок, применяющихся в восточных нефтяных
районах Советского Союза, по-видимому, более целесообразным
будет применение гидравлического или электрического привода
в системе регулирования режима работы. Однако в большинстве
случаев индивидуальные установки в восточных нефтяных
районах могут успешно эксплуатироваться без автоматического
регулирования режима работы при условии установки регу-
лируемого силового насоса. Для этой цели могут быть исполь-
зованы и силовые насосы со ступенчатым регулированием, если
число ступеней регулирования подачп достаточно велико. Такие
установки нуждаются лишь в средствах манометрической и элек-
трической защиты.
Все рассмотренные нами схемы регулирования предназначены
для стабилизации чпела ходов погружных агрегатов. Более совер-
шенными следует признать схемы регулирования, обеспечиваю-
щие стабилизацию подачи погружных агрегатов. Такие схемы
должны предусматривать автоматическое изменение режима ра-
боты погружных агрегатов при изменении их подачи — до вос-
становления ваданной велпчппы ее. Разумеется, такие схемы
отличаются большей сложностью. Применение их будет возможно
лишь после создания надежных автоматических дебитоморов.
Выше мы уже отмечали, что все разрабатываемые и внедряе-
мые в настоящее время системы комплексной автоматизации
181
нефтяных промыслов предусматривают главным образом кон-
троль за работой установок штанговых насосов, а также дистан-
ционный пуск их и остановку. Дистанционное же управление
режимом работы таких установок или чрезвычайно затруднено
и требует создания для Этого специальных дорогих громоздких
и ненадежных вариаторов, или вообще невозможно.
Между тем дистанционное управление работой гидропоршне-
вых насосных установок осуществить очень легко. Это, на иапт
взгляд, достаточно ясно было показано выше.
§ 4. ОБВЯЗКА УСТАНОВКИ
Сложность обвязки определяется схемой установки, количе-
ством и характером входящих в нее узлов. Наиболее проста обвяз-
ка индивидуальных установок, не требующих специальной под-
готовки рабочей жидкости (см. рис. 1). Наиболее сложна обвязка
групповых установок, для которых нужна специальная подготовка
рабочей жидкости (см. рис. 52). Для монтажа такой обвязки
требуется большое количество арматуры и фасонных частей.
До настоящего времени фасонные части заготавливались, свари-
вались и монтировались на промыслах. В дальнейшем предпола-
гается организовать производство обвязки с арматурой в виде
секций на заводе, выпускающем наземное оборудование установок.
В этом, случае монтаж обвязки на промысле чрезвычайно упро-
стится.
Часть обвязки, предназначенная для рабочей жидкости высо-
кого давления, выполняется только из цельнотянутых труб диа-
метром 1—i1/»" с установкой на ней арматуры (вентилей, обрат-
ных клапанов, дросселей н др.), рассчитанной на работу под
высоким давлением. Остальная обвязка может быть выполнена
из любых труб расчетного диаметра с установкой арматуры низкого
давления. Арматура высокого давления применяется малогабарит-
ная, так как имеет условные проходы в основном 10—30 мм.
Соединения, часто подвергающиеся разборке, делаются обычно
быстроразъемными, состоящими из специальных ниппелей с на-
кидными гайками.
Тип обвязки устья скважины выбирается в зависимости от
схемы погружного оборудования ее (двумя концентричными колон-
нами труб, одной колонной труб с пакером, двумя или тремя
параллельными колоннами труб). Рассмотрим обвязку устья сква-
жины (рис. 61), оборудованной двумя концентричными колоннами
насосных труб. На катушке 6 подвешивается 4" наружная ко-
лонна труб 12; внутренняя колонна труб 1] подвешивается на пат-
рубке, ввинченном в промежуточный фланец. На промежуточный
фланец устанавливается корпус головки 8, в который встроены
четырехходовой кран 16 и ловитель (1—5).
Притертый конический край поворотом его в различные
положения позволяет обеспечить нужное направление потоков
жидкости.
182
Рис. 61. Общий вид обвязки устья скважины и разрез головки.
I — кулачок; 2 — флажок; з — пружина спиральная; 4 — толкатель; Б — пружины
плоские с упорами; б — катушка; 7 — подыяшик; з — головка устья; 9 — напорная
липин; 10 — выкидная липни; 11 — центральная колонна труб; 12 — наружная колонна
Труб; 13 — специальный фланец; 14 — специальный наконечник; 15 — фиксатор; 16 —
кран; 17 — диск.
L
1.	Во время спуска, а затем во время работы агрегата поток
рабочей жидкости направляется в центральную 21/г" колонну.
Жидкость, вытеснйемая при спуске агрегата, или смесь добытой
и отработавшей жидкостей при работе его направляются через
кран и выкидной трубопровод из межтрубного пространства
к трапу.
2.	При подъеме агрегата рабочая жидкость через кран напра-
вляется в межтрубиое пространство и затем в седло под погруж-
ной агрегат с целью выпрессовки и подъема его на поверхность.
Из центральной колонны жидкость через тот же кран и выкидной
трубопровод направляется в трап.
3.	Когда погружной агрегат, поднятый до головки устья
и захваченный ловителем, необходимо извлечь из труб, кран
поворачивается в такое положение, при котором через него
полость центральной колонны труб и межтрубное пространство-
сообщаются с атмосферой или скважиной для сброса имеющегося
в них избыточного давления. Это позволяет аккуратно (без вы-
броса нефти) и безопасно извлечь ловитель с погружным агрега-
том. В этом положении диск 17 фиксатора 75 выходит из прорези
ловителя, позволяя вынуть последний из головки. При всех
остальных положениях крана диск запирает ловитель, не по-
зволяя вынуть его из головки.
Ловитель имеет пружинный захват 5, служащий для ловли
агрегата, поднявшегося к головке устья за пику. Пика подни-
мающегося агрегата, пройдя между пружинами ловителя, нажи-
мает на упор 4, который, поднявшись, поворачивает кулачок 7
и сидящий с ним на одной оси флажок 2. Подъем флажка сигнали-
зирует о том, что насос поднят и можно извлекать его. Для извле-
чения агрегата кран поворачивают в третье положение, сбрасы-
вают давление в колоннах труб, освобождают замок ловителя
и поднимают его с агрегатом при помощи подъемника 7. Подъем-
ник грузоподъемностью в 75 кГ выполнен в виде телескопической
раздвижной мачты с легкой ручной талью. Раздвигать телескопи-
ческую мачту можно при помощи рабочей жидкости, подаваемой
силовым насосом.
Напорная 9 и выкидная 10 линпп у головки устья снабжены
шарнирными быстроразъемными соединениями.
При оборудовании скважины одной колонной насосных труб
с пакером используется эта же обвязка устья. Но в этом случав
предъявляются высокие требования к герметичности фланцевого
соединения катушки 6 с обсадной колонной и отпадает надобность
в резьбовом патрубке для подвески наружной колонны
труб.
Обвязка устьев скважин, оборудованных параллельными ко-
лоннами труб, выполняется иначе (см. рнс. 77).
184
§ 5. устройства для подготовки рабочей жидкости
В главе I были даны достаточно полные сведения о составе-
сырых нефтей, используемых в качестве рабочей жидкости в уста-
новках гидропоршневых насосов, а также о примесях, содержа-
щихся в них, и о характере загрязненности.
Отметим примеси и загрязнения сырой нефти, выделение кото-
рых из рабочей жидкости при эксплуатации скважин гидропор-
шневыми насосными агрегатами представляет наиболее общую
и важную задачу. К ним относятся газ, вода, механические
примеси, парафин.
Обязательным для всех способов эксплуатации считается отде-
ление от нефти попутного газа. Объясняется зто двумя причинами.
Во-первых, попутный нефтяной газ является ценнейшим сырьем,
для химической промышленности и отличным топливом. Во-вто-
рых, присутствие свободного газа в жидкости, добытой из сква-
жин. существенно осложняет эксплуатацию системы сбора и пер-
вичной обработки нефти на промысле.
Отделение газа производится в газоотделителях (трапах),
представляющих собой сварные цилиндрические сосуды, в которых
разделение жидкости н газа происходит под действием центробеж-
ных или гравитационных сил.
Газоотделитоли изготавливаются для работы под различным
давлением или под вакуумом и рассчитаны на различные пропуск-
ные способности. Наибольшее распространение в Советском Союзе
получили вертикальные газоотделители среднего давления (6—
16 кГ/см?).
Подробное описание, параметры и расчет газоотделителей
даны в специальной литературе [29, 30].
В газоотделитсле и мернике одновременно с отделением газа
происходит частичное выпадение парафина и механических при-
месей, а также разделение нефти и свободной воды. Очень часто
газоотделитель и мерник для обеспечения самотека жидкости
в товарный парк устанавливают на некоторой высоте над уровнем
земли. Если же этого недостаточно, устанавливают специальные
насосы для перекачки добытой жидкости в товарный парк.
Условия эксплуатации старых месторождений Бакинского
нефтяного района (густая сетка скважин, незначительное содер-
жание парафина и газа в общей продукции их) позволяют не уста-
навливать индивидуальных газоотделителей и мерников у каждой
скважины. Здесь отделение газа и замеры дебита отдельных сква-
жин могут производиться на групповой установке, объединяющей
скважины, расположенные на» данном участке (см, рис. 52).
Наличие в Бакинском районе вакуумных линий позволяет при
их помощи отсасывать из скважин затрубный газ.
Во всех нефтяных районах в жизни эксплуатационных скважин
рано или поздно наступает такой период, когда непременным
спутником нефти, добываемой из скважин, становится пластовая
185
вода. Содержание воды в общей продукции скважин постепеин
возрастает, достигая к концу эксплуатации их иногда 95-
98%.
Помимо того, что обводнение скважин увеличивает стоимоб'
подъема нефти из них, оно к тому же существенно усложни
нефтепромысловое хозяйство. Обезвоживание нефти иногда св.
зано со значительными трудностями, а требования к качеству ei
предъявляются достаточно высокие. Так, загрязненность нефт
сдаваемой перерабатывающим заводам, не должна превышать 2%
Однако содержание воды в рабочей жидкости гидропоршневьг
насосных установок в некоторых случаях, как показал опыт|
можно допустить до 5—10%. Это в ряде случаев позволяет сущей
ственно упростить систему подготовки рабочей жидкости.
Пластовая вода, поднимаемая вместе с нефтью из скважин’,!
может быть в свободном состоянии или в связанном — в виде
эмульсий, представляющих собой в большинстве случаев мно-
жество мельчайших капелек воды, диспергированных в нефтяной
среде (внешней фазе). Такие эмульсии называются эмульсиями
типа «вода в нефти». Существуют также эмульсии типа «нефть
в воде» и двойные эмульсии. Однако они не представляют инте-
реса с практической точки зрения.
Эмульсии бывают устойчивыми и неустойчивыми. Устойчи-
вость их определяется наличием в них третьего вещества — эмуль-
гатора. Поэтому при любом способе деэмульсации прежде всего!
необходимо уничтожить или нейтрализовать свойства эмульга-!
торов.	i
Устойчивость водо-иефтяных эмульсий со временем суще-'
•ственно возрастает и, следовательно, тем самым затрудняется}
процесс разбивки эмульсий.
Интересно отметить, что смесь нефти и воды, добываемая
из скважин, менее склонна к образованию стойких эмульсий,
когда содержание воды превышает 50% 131].
Деэмульсация является наиболее сложной и дорогой опера-
цией обработки нефти на промысле. К рассмотрению этого вопроса,
мы вернемся несколько позже.
Обычно большая часть воды, поднимаемой вместе с нефть»
из скважины, находится в свободном состоянии и отделен®
ее от нефти но представляет больших трудностей. Однако очен'
часто операции по отделению воды совмещаются с операциям!
по отделению механических примесей от нефти с использование»
для этой цели одних и тех же устройств.
Как известно, бичом старых нефтяных месторождений Бак?
является большое содержание механических примесей в жидкости,
добываемой из скважин. Большое содержание механически}
примесей в добываемой жидкости не только чрезвычайно услож
няет эксплуатацию скважин, но усложняет также и обработку
нефти на промысле, тем более что механические примеси в основ’
иом состоят из фракций размером меиее 0,1 мм.
186
Свободная вода и механические примеси от нефти отделяются
в отстойниках. Для этой цели могут быть использованы отстойники
горизонтального, вертикального или радиального типов. На про-
мыслах Баку в настоящее время наиболее распространены гори-
зонтальные отстойники конструкции A. М. Лобкова [29]. Однако
вследствие продолжающегося обводнения скважин нагрузка на
отстойники непрерывно увеличивается, что приводит к сниже-
нию качества очистки нефти.
В гидропоршневых насосных установках, предназначенных
для эксплуатации глубоких скважин, расход рабочей жидкости
обычно значительно превышает подачу погружного насоса, т. е.
отношение ~ > 1. При подготовке рабочей жидкости необходимо
очищать не только добытую, но и отработавшую жидкость. Это
значит, что расход жидкости, требующей очистки, в 2—3 раза
превышает подачу погружного агрегата. Следовательно, в боль-
шинстве случаев подключение групповой гидропоршневой насос-
ной установки к существующим отстойникам вызовет их пере-
грузку, хотя в принципе использование их для отделения воды
и песка вполне возможно при условии увеличения их количества.
Опыт эксплуатации гидропоршневых насосных установок на
промыслах Ваку показал, что в качестве рабочей жидкости
с успехом может быть использована товарная нефть, прошедшая
через отстойники конструкции А. М. Лобкова, и дополнительно
отстоявшаяся в сборном или товарном резервуаре. В этом случае
при переводе скважин на новый способ эксплуатации сохра-
няются все выкидные линии, идущие от скважин к групповым
замерным и очистным установкам. Требуется лишь увеличить
пропускную способность очистных сооружений. Однако при
применении, такой схемы выявились трудности организационного
порядка, связанные с получением товарной нефти для использо-
вания ее в качестве рабочей жидкости, заставившие отказаться
от использования данной схемы.
В настоящее зремя ведутся поиски наиболее простых и деше-
вых способов отделения воды и песка от нефти при подготовке
рабочей жидкости для гидропоршневых установок. Проверяется
целесообразность использования для этой цели следующих спосо-
бов: 1) отстаивание в специальном герметичном сварном радиаль-
ном отстойнике небольшого объема, разбитом по вертикали на ряд
секций для увеличения пропускной способности; 2) центрифугиро-
вание; 3) циклонная сепарация.
Наиболее простыми устройствами для отделения воды и меха-
нических примесей от нефти являются отстойники. Однако при
некоторых условиях опи могут оказаться неэффективными. Так,
например, если в продукции скважин содержится до 80—90%
поды, как это наблюдается на старых месторождениях Баку,
то при эксплуатации их гидропоршневыми насосными агрегатами
многократно используется один и тот же объем рабочей жидкости,
187
лишь в небольшой степени разбавляемый свежедобытой нефтью. ,
В некоторых случаях следствием такой циркуляции рабочей а
жидкости является постепенное образованно эмульсии. Поэтому |
в устройствах для подготовки рабочей жидкости на старых место-
рождениях Баку предусматривается также и деэмульсация нефти.
Для этой цели переоборудуются обычно старые пустующие резер-i
вуары большой емкости. Немалое количество таких резервуаров^,
требующих иногда небольшого ремонта, имеется еще на старых -
промыслах. Переоборудование их несложно (рис. 62). Прежде}
всего обеспечивается подвод жидкости, требующей обработки^
в нижнюю часть резервуара и по возможности равномерное рас-4
Рис. 62. Схема резервуара, переоборудованного под вертикальный отстой^
пик, для отделения воды н песка от нефти.	1
1 — линия подвода чистой нефти к силовым насосам; В — гибкий рукав с поплавком)
з — подвод жидкости из скважин; 4 — центральная труба большого сечения, направляв it
гцая жидкость в нижнюю часть отстойника; Б — трубы подогревателя; 6 — патрубой
для сброса воды и осадков в каналиеацшо.	,
пределение ее потока по горизонтальному сечению его. Забор
чистой рабочей жидкости предусматривается из-под уровня npi*
помощи гибкого прорезиненного рукава 2 большого сечения^
прикрепляемого к поплавку. Необходимо это потому, что резервуар
служит не только для очистки жидкости, но и для временно) с
хранения ее, уровень жидкости в нем все время меняется (пр<
заполнении, при сдаче нефти или зачистке), а поплавковый приел
позволяет забирать всегда наиболее чистую нефть. Во многи)
старых резервуарах предусмотрен подогрев жидкости. Если ж!
он не предусмотрен, в нижней трети резервуара монтируете!
змеевик 5, присоединяемым к паровой линии, идущей из котельной
В процессе отстаивания жидкость в резервуаре разделяется
на несколько слоев или зон. Смесь нефти н воды, поступивша.
в нижнюю часть резервуара, попадает в зону В, заполненную
водой. Нефть проходит через эту зону, поднимаясь вверх, а почт,
вся несвязанная вода остается в этой зоне или оседает на само
дно резервуара. Вместе с водой в этой зоне от нефти отделяете
большая часть механических примесей и оседает в зону Г. ‘
188
Рис. 63. Малогабаритным вертикальный
отстойник для отделения воды и песка.
1 — слив отделившейся воды; а — линия
подвода чистой нефти к силовым насосам;
я — газопроводы; 4 — газоотделитель; 5 —
подвод жидкости в газоотделитель; G — ли-
ния, подводящая обрабатываемую жидкость из
газоотделителя в отстойник, 7 — камера сгора-
ния газа.
Чистая нефть, содержащая лишь небольшое количество меха-
нических примесей и воды собирается в верхней зоне резервуара А.
На границе между зонами нефти А и воды В обычно образуется
слой Б эмульгированной нефти с большим содержанием механи-
ческих примесей.
Достаточно эффективным средством деэмульсации в большин-
стве случаев нашей практики являлся подогрев слоя воды В
до 40—50° С. В летние месяцы в условиях Баку обычно можно
обходиться без искусственного подогрева воды.
Многократные анализы рабочей жидкости показали, что при
таком методе очистки, т. е, при промывке ее водой и отстаивании
в течение 12 часов, содер-
жание в ней механических
примесей мельчайших фрак-
ций составляло 0,01—0,15%
(по весу), а воды—1,7—5%.
Для новых месторожде-
ний Азербайджана, а также
и для некоторых старых, по
нашему мнению, более целе-
сообразным будет примене-
ние компактных вертикаль-
ных герметичных отстойни-
ков (рис. 63) с подогревом
слоя воды. В таком отстой-
нике поддерживается по-
стоянный уровень нефти и
производится непрерывный
сброс излишней воды через
сифон /. Подогрев воды осу-
ществляется огневым wto-
дом посредством камеры
сгорания 7, в которой
сжигается газ, отбираемый из трапа 4 и верхней части отстойника.
Смесь нефти и воды из трапа по трубе 6 поступает к распредели-
телю ее, расположенному в нижней части отстойника. Жидкость
здесь также разделяется на четыре слоя (А, Б, В, Г). Однако
испытание отстойников такого типа пока еще не проводи-
лось.
Попытки использовать для подготовки рабочей жидкости
метод фильтрации не дали положительных результатов вследствие
быстрого загрязнения фильтров и трудностей их отмывки.
Если скважины дают жидкость, склонную к образованию
стойких эмульсий, целесообразно применение внутрискважинной
деэмульсации при помощи химических реагентов. Химические
реагенты 131 ] могут добавляться непосредственно в рабочую
жидкость. Смешение в скважине добываемой жидкости с хи-
мически обработанной рабочей жидкостью может предотвратить
189
образование эмульсии. В некоторых случаях не потребуется даже*
последующий подогрев смешанной жидкости.	1
В восточных нефтяных районах Советского Союза отделение*
механических примесей от нефти не требуется вследствие малого*
содержания их в ней. Система сбора продукции скважин, приняв
тая в этих районах, предусматривает отвод на сборные пункты;
пластовой воды вместе с нефтью. Здесь отделение воды от нефти’
обычно поисходит в индивидуальных мерниках, установленных^
около скважин. При эксплуатации достаточно сильно обводнен-^
ных скважин во избежание попадания воды в рабочую жидкость
забор последней целесообразно делать из-под уровня при помогщй
гибкого рукава с поплавком аналогично тому, как зто показан^
на рис. 62.	*
Таким образом, обработка той многофазной смеси, которую*
составляет продукция скважин, с целью получения рабочей жидко-
сти, пригодной для эксплуатации гидропоршневых насосных
установок, представляет собой сложный процесс, если в пей содер-
жатся механические примеси и имеется склонность к образованию1
эмульсий. Наиболее простыми операциями являются отделения
газа и свободной воды. Если бы в жидкости не было песка, то при-
сутствие в ней некоторого количества связанной воды не вызвало бы'
затруднений в эксплуатации гидропоршневых насосных установок.
Подготовка рабочей жидкости в этом случае очень упрощается.
Следовательно, наиболее вредными примесями в нефти с точки
зрения подготовки рабочей жидкости являются механические..
На борьбу с песком в нефтяных скважинах месторождений,
сложенных рыхлыми породами, затрачивается много труда,
средств и времени. В настоящее время имеются падежды, что
в ближайшие годы будут созданы достаточно эффективные методы1
борьбы с выносом песка из скважин. Наиболее перспективными
из них являются.
1. Химические методы крепления призабойной зоны, заклю-
чающиеся в обработке ее жидкими химическими реагентами или
пластмассой, которые через некоторое время после закачки в нее.
твердеют, связывая рыхлый песок, но при этом сохраняют прони-
цаемость для жидкости. Разновидностью этого метода является
применяемый за рубежом метод крепления призабойной зоны
при помощи закачки в нее мелкоразмолотой скорлупы грецкого,
ореха, обработанной жидкой пластмассой. В призабойной зоне
пластмасса твердеет, закрепляя ее. Жидкость хорошо проникает
через затвердевшую массу.
2. Применение металло-керамических и графитных фильтров^
устанавливаемых в скважинах в зоне продуктивных пластов.
Успешное развитие методов борьбы с выносом песка из скважиц
даст возможность при подготовке рабочей жидкости гидропоршне-1
вых насосных установок ограничиваться простейшими средствами
даже в таких тяжелых в отношении песка районах, как нефтяные
районы Азербайджана.
Глава HI
МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВОК
§ 1. ВЫБОР СКВАЖИН И ПОДГОТОВКА К ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
При подготовке к эксплуатации нефтяных скважин необходимо’
учитывать особенности, присущие не только данному нефтяному
району, по также и тому или иному нефтеносному горизонту.
Нередко характеристики скважин, пробуренных на один горизонт
и даже находящихся на одном участке, отличаются между собой
по условиям эксплуатации.
Все особенности эксплуатации старых нефтяных месторожде-
ний достаточно хорошо изучены. На промыслах имеется техниче-
ская документация на каждую из скважин, отражающая эти
особенности.
Особенности эксплуатации нового месторождения можно час-
тично раскрыть, пользуясь методом сравнения данного месторо-
ждения с аналогичными по характеру месторождениями, разра-
ботка которых была начата раньше, а также, пользуясь данными
эксплуатации и исследования первых скважин интересующего нас
месторождения.
Необходимость в оборудовании нефтяных скважин гидропор-
шневыми насосными агрегатами может возникнуть в двух слу-
чаях: 1) для эксплуатации новых скважин, завершенных бурением
или прекративших фонтанирование; 2) для замены другого менее
эффективного способа эксплуатации. Как в первом, так и во вто-
ром случаях необходимо провести сравнительный анализ ожидае-
мых технико-экономических показателей работы гидропоршневой
насосной установки и эксплуатационного оборудования других
типов в данных условиях. При этом необходимо учитывать все
положительные и отрицательные стороны применения того или
иного оборудования в данных условиях и соответствие его пара-
метров. В некоторых случаях проведение такого анализа не тре-
буется ввиду явных преимуществ способа эксплуатации с помощью
гидропоршневых насосных агрегатов. Это, в частности, относится
к кустам скважин, позволяющим оборудовать компактные груп-
повые установки, к направленным и искривленным скважинам,
19 1
а: глубоким скважинам, к скважинам, эксплуатируемым с помощью -
эрлифтов.
При выборе скважин и подготовке их к эксплуатации гидро-1
поршневыми насосными агрегатами необходимо -собрать возможно;
полные данные об этих скважинах. Среди них в первую очередь |
нужно получить данные о норме отбора жидкости из скважины,
т. е. о максимальном дебите скважины, допускаемом условиями!
рациональной эксплуатацией месторождения и обеспечиваемом,
продуктивной характеристикой скважины, и о соответствующем
-ему динамическом уровне жидкости в скважине. Эти данные по- ।
вводят установить соответствие характеристики скважины и пара- 1
метров насосного оборудования.
Если выбранная скважина эксплуатировалась ранее каким- ,
лнбо другим способом, то в большинство случаев данные о ее 4
дебите и соответствующем ему динамическом уровне имеются.
Получаются они при исследовании скважины при установившемся
режиме одним из известных методов [32], соответствующим'
режиму залежи н способу эксплуатации. Если такое исследование
давно не проводилось, его нетрудно провести в оборудованной
скважине, с составлением индикаторной кривой притока жид-
кости.
Нужно также выяснить наиболее характерные причины под-
земных ремонтов скважин, сроки межремонтных периодов и осо-
бенности подземных ремонтов.
При выборе скважин для оборудования их гидропоршневыми
насосными агрегатами крайне важно учитывать местные условия.
Так, например, на старых месторождениях Баку перевод отдель-
ных скважин того или иного промысла на эксплуатацию гидро-
поршневыми насосными агрегатами нельзя признать целесообраз-
ным. Объясняется это, главным образом, двумя причинами.
Во-первых, нецелесообразностью организации специальной под-
готовки рабочей жидкости для отдельных индивидуальных уста-
новок. Использование же в качестве рабочей жидкости товарной
нефти промысла часто бывает связано с организационными труд-
ностями. Во-вторых, для эксплуатации гидропоршневых насосных |
установок и ремонта оборудования необходима специальная J
подготовка технического и обслуживающего персонала. Лишь •
при достаточной квалификации обслуживающего персонала, зна- •
нии им оборудования и особенностей его эксплуатации можно s
обеспечить эффективную работу установок. Между тем опыт
показал, что в тех случаях, когда на промысле работает мало i
гидропоршневых насосных установок и добыча их составляет 
лишь небольшую часть общей добычи промысла, обслуживание1
их производится крайне небрежно и неумело, что существенно1
ухудшает показатели работы установок. Объясняется это зача-,
стую недостаточной квалификацией обслуживающего персонала
и частой сменой его, недостаточным знакомством с новым видом,
эксплуатации руководящих работников промысла, не утруждаю-
192
щих себя изучением новой техники, если она не играет важной
роли в выполнении плана добычи нефти.
В данных условиях, с нашей точки зрения, наиболее целесо-
образным является перевод на новый вид эксплуатации целых
участков за исключением, может быть, отдельных скважин,
почему-либо не подходящих для эксплуатации гидропоршневыми
насосными агрегатами. Во всяком случае нужно стремиться
к выбору групп скважин в количестве 10—15 штук, расположен-
ных на одном участке. Такие скважины могут эксплуатироваться
одной групповой установкой. Исключение из этого правила может
быть лишь в том случае, если скважина не может эксплуатиро-
ваться другим способом или эксплуатация ее другими способами
(например, эрлифтом) нерентабельна. В этом случае скважину
целесообразнее всего подключить к групповой гидропоршневой
насосной установке соседнего участка, а иногда, может быть,
даже и соседнего промысла.
Само собой разумеется, что выбирать в первую очередь нужно
такие скважины, перевод которых на новый метод эксплуатации
даст максимальный экономический эффект или облегчит тяжелые
физические работы, связанные с подземным ремонтом.
В восточных нефтяных районах Советского Союза пока приме-
няются исключительно индивидуальные гидропоршневые насос-
ные установки. Здесь не требуется сложной подготовки рабочей
жидкости, а условия работы оборудования значительно легче,
чем в Бакинском районе. Погружные агрегаты обычно работают
в скважинах много месяцев без подъема. Учитывая эти особен-
ности, в восточных нефтяных районах может быть целесообразна
эксплуатация гидропоршневыми насосными агрегатами даже от-
дельных скважин на каком-либо из промыслов. Особенно это
относится к скважинам, которые не Moiyr быть освоены другими
способами эксплуатации. Но ремонт оборудования в этом случае
нужно организовать в специализированной мастерской нефте-
промыслового управления.
Окончательная схема и состав гидропоршневой насосной уста-
новки определяются после изучения всех документальных данных
о скважинах, результатов исследования и местоположения их.
Лишь после этого приступают к монтажу наземного оборудования
и подготовке скважин к переводу на новый способ эксплуатации
или к их освоению.
Если скважина пока эксплуатируется другим способом, то
в первую очередь па ней начинаются подготовительные работы,
не требующие остановки скважины.
После окончания монтажа наземного оборудования скважина
останавливается, поднимается работавшее в ней прежде оборудо-
вание и измеряется глубина статического уровня и забоя.
13 д. с. Казак.
193
2. МОНТАЖ ОБОРУДОВАНИЯ
Как было показано выше, монтажу установки предшествуем
большая подготовительная работа, результатом которой являстс/1
выбор скважин и параметров эксплуатационного оборудования,
а также схемы, состава и местоположения наземного оборудовц
ния установки.
Наиболее сложным, безусловно, является монтаж группово!
установки с устройствами для очистки рабочей жидкости от вод®
и механических примесей (см. рис. 52).
В настоящее время для силовых агрегатов групповых гидро
поршневых насосных установок обычно строятся специальный
здания. В здании помещаются также пусковые кнопки электродьи
гателей (во взрывобезопасном исполнении), электроконтактньц
манометры и пусковые вентили насосов. В пристройке к насос'
ной станции размещается станция управления электрооборудоват
нием, состоящая из отдельных секции, число которых соответ-
слвует количеству силовых агрегатов, помещение для обслуживаю-
щего персонала и небольшая мастерская.
Магистральные линии низкого в высокого давлений, к которым
присоединяются всасывающие и напорные линии силовых насосов,!
а также замерные линии со всей обвязкой и арматурой монтв-j
руются вне здания, в непосредственной близости от него. Здесь жй
устанавливается регулирующая аппаратура. Эту площадку, npiH
мыкающую к зданию насосной станции полезно забетонировать,'
создав достаточно большой уклон ей и сделать лотки, в которые
можно было бы смывать нефть и грязь после ремонтных работ
Силовые агрегаты устанавливаются на бутобетонных фунда
ментах и крепятся к ним анкерными болтами. Бетонный noj
насосной делается с уклоном в сторону специально устроенноП
желоба для смыва загрязнений после ремонта оборудования
Совершенно обязательным является обеспечение хорошей вен
тиляции помещений насосных во избежание недопустимой кон
центрации газа в них.
При проектировании и строительстве зданий гидропоршнев)
насосных станций обычно соблюдаются нормы пожарной безош
ности, техники безопасности и промышленной санитарии, ире;
сматриваемые для обычных нефтяных насосных станций пе]
качки.
На наш взгляд, на нефтяных промыслах Азербайджана и нек<
торых других южных нефтяных районов можно отказаться (
строительства зданий насосных станций и устанавливать силовь
агрегаты открыто, что позволит сократить капитальные затрат
за счет строительства и удешевления оборудования. При открыта
установке силовых агрегатов можно применять электрооборуд.
вание в обычном исполнении (вместо взрывобезопасного).
Одновременно со строительством здания насосной станци
производится установка и монтаж газоотделителя, устройств дл
194
очистки нефти от воды и механических: примесей, для замера
дебита и расхода рабочей жидкости.
Параллельно с этими работами можно вести монтаж напорных
линий от насосной станции к первым пусковым скважинам и вы-
кидных линии из этих скважин к очистным устройствам.
После установки силовых агрегатов на фундаменты готового
здания насосной станции производится обвязка их трубопрово-
дами с объединением магистральными линиями, служащими для
подвода рабочей жидкости к силовым агрегатам, для приема из
них и распределения по скважинам рабочей жидкости высокого
давления, для замеров расхода рабочей жидкости н производства
спуско-подъемных операций. Кроме того, монтируется коллектор
с уклоном для сбора утечек рабочей жидкости из силовых насосов.
Утечки жидкости отводятся в специальный бак, из которого они
периодически откачиваются небольшим центробежным насосом.
При монтаже линий, подводящих рабочую жидкость к силовым
насосам, необходимо строго соблюдать уклон их (i = 0,02—0,03)
от силовых насосов к емкости и абсолютную герметичность соеди-
нений. Невыполнение первого правила ведет к образованию воз-
душных мешков в линиях, сужающих проходные сечения послед-
них и затрудняющих доступ рабочей жидкости к ним. Это может
послужить причиной ненормальной работы силового насоса,
особенно зимой, когда вследствие увеличения вязкости нефти
гидравлические сопротивления в линии значительно увеличива-
ются, так как напор в этих линиях невелик (равен разности гео-
метрических отметок насоса и уровня жидкости в емкости).
Негерметичность соединений также может послужить причиной
осложнений или ухудшения показателей работы насосов из-за
подсасывания воздуха через них. При монтаже обвязки высокого
давления особое внимание нужно уделять прочности и плотности
сварных швов, а также герметичности всех соединений.
Конструкция обвязки должна быть такой, чтобы в случае
необходимости ремонта ее можно было демонтировать по частям.
Это требование объясняется тем, что после пуска насосной стан-
ции и заполнения обвязки нефтью производство сварочных работ
на месте не допускается.
Обвязка должна быть закреплена на жестких прочных и доста-
точно массивных опорах, способных поглотить вибрацию ее при
работе насосной станции.
Для монтажа напорных линий, подводящих рабочую жидкость
от насосной станции к скважинам, в настоящее время на промыс-
лах используются обычно насосно-компрессорные трубы диамет-
ром 1х/2—21/а//, хотя более правильным было бы использовать
для этой цели цельнотянутые гладкие трубы (со сваркой стыков).
В условиях Баку трубопроводы укладывают обычно на поверх-
ности земли, но при этом принимают меры для их защиты в местах,
где возможно повреждение. Под дорогами и в местах, где возможно
движение тракторных подъемников или транспорта, трубопроводы
13*	19S
L
обязательно укладывают в патронах из стальных труб боль-
шего диаметра и углубляют в землю.
Для монтажа линяй, рассчитанных на работу под давлением
менее 100 кГ!см3, могут быть использованы старые трубы, подня-.
тые из скважины и непригодные больше для работы в ней. Однако
нужно проводить тщательную отбраковку таких труб, так как
среди них нередко встречаются трубы почти насквозь протертые
штангами. Такие трубы очень быстро выходят из строя и ослож-
няют эксплуатацию. Перед монтажом внутреннюю поверхность
их нужно очистить от грязи и отложений.
В наиболее низких геометрических отметках трубопроводов
устанавливаются пробки для слива жидкости из них при ремонте
или при длительных остановках зимой.’
Объем монтажных работ по оборудованию индивидуальных
гидропоршневых насосных установок' без очистных устройств
(см. рис. 1), применяемых в восточных нефтяных районах Совет-
ского Союза, значительно меньше, чем в описанном выше случае,
ввиду7 простоты схемы и близкого расположения узлов установки
к скважине. Длина соединительных трубопроводов в этих уста-
новках невелика — до 20—30 м.
Выбор места для установки силового агрегата производится
индивидуально для каждой скважины с учетом рельефа местности,
направления ветров и расположения уже имеющегося оборудо-
вания и коммуникаций. Рельеф местности нужно использовать
таким образом, чтобы обеспечить максимальный подпор рабочей
жидкости, поступающей к силовому насосу, и в то же время
избежать затопления оборудования весенним паводком. В проти-
вопожарных целях силовой агрегат и все электрооборудование
должны располагаться по возможности с подветренной стороны
от устья скважины.
Если сква?кина до монтажа на иой гидропоршневой насосной
установки эксплуатировалась другим способом, то около нее
обычно уже установлены трап и мерник емкостью 6—8 м3.
Если же скважина только осваивается, трап и мерник около нее
должны быть установлены. Установка их обычно производится
на постаменте высотой до 2,5 м, свариваемом из старых труб.
Это обеспечивает подпор рабочей жидкости, поступающей к сило-
вому насосу, и в некоторых случаях позволяет отказаться от
подпорного центробежного насоса, а также обеспечивает напор,
нужный для течения добытой нефти на сборный пункт, если по-
зволяет рельеф местности.
Силовой агрегат устанавливается возможно ближе (по согласо-
ванию с пожарной инспекцией) к мернику. Трубопровод диамет-
ром 4", связывающий силовой насос с мерником, должен быть
по возможности, прямолинеен. Совершенно недопустимы перегибы
его, могущие вызвать образование газовых мешков, сужающих
проходное сечение трубопровода. Невыполнение этих требований
вызывает иногда нарушение нормальной работы подпорного и сило-
<96
вого насосов, особенно при сильных морозах. При длительных
остановках и присутствии в рабочей жидкости воды жидкость
в этом трубопроводе иногда загустевает, что затрудняет пуск
установки. Поэтому трубопровод нужно обязательно утеплять.
Основные требования, предъявляемые к напорному трубопро-
воду, идущему от силового насоса к скважине, — прочность
и герметичность. Этот трубопровод также желательно утеплить -
Часть его, идущая по поверхности земли, может быть обвалована,
но лишь после опрессовки и опробования.
§ 3.	СПУСК НАСОСНЫХ ТРУБ И ПАКЕРА
В главе 1 мы рассмотрели различные схемы оборудования сква-
жин гидропоршневыми насосными агрегатами, из которых в настоя-
щее время в Советском Союзе применяются две: 1) с двумя концен-
тричными колоннами насосных труб диаметром 4 и 21/2"; 2) с одной
колонной насосных труб и пакером. Проводятся испытания и от-
рабатывается технология спуско-подъемных операций двух парал-
лельных колонн насосных труб.
Остановимся на особенностях спуска погружного оборудова-
ния с двумя концентричными колоннами насосных труб. О подгото-
вительных работах, предшествующих ему, было сказано в § 1
настоящей главы. Дополним лишь сказанное выше замечанием
о необходимости при оборудовании глубоких скважин (около
2000 м) обращать особое внимание на марку стали, из которой
изготовлены трубы, и не спутать трубы из различной стали при
укладке их на мостки, а затем при спуске в скважину. Дело в том,
что вследствие дефицитности насосных труб повышенной проч-
ности колонны, спускаемые в скважину, часто свинчиваются из труб
различных марок стали. Так, например, при глубине подвески
погружного агрегата 2000—2100м нижняя часть колонны (1700 ж)
свинчивается из труб марки Л, а верхняя часть колонны (300—
400 .м) — из труб марки 36Г2С. Иногда и колонна насосных труб
диаметром 4" свинчивается из труб различных марок. В скважи-
нах с подвеской погружного оборудования на глубину до 1000 м
колонны могут свинчиваться из труб любых марок и предосторож-
ность в отношении определения марки стали отпадает.
Глубина подвески седла гидропоршневого насосного агрегата
выбирается в зависимости от глубины динамического уровня
жидкости в скважине, колебания пластового давления и величины
газового фактора. В условиях старых промыслов Баку погруже-
ние под динамический уровень принимается обычно не менее
15—100 м. Здесь приходится учитывать, что динамические уровни
в скважинах часто бывают очень низкими.
В восточных нефтяных районах Советского Союза уровни
жидкости в скважинах, как правило, высокие и поэтому здесь
можно и нужно создавать большое погружение агрегата под
динамический уровень, так как благодаря этому значительно сни-
жается вредное влияние газа на коэффициент наполнения насоса.
197
колонне 4" труб. Спуск немедленно прекращается, как только
дриллометр покажет, что седло достигло посадочного конуса
(в этом случае натяжение талевого каната уменьшается). В момент
отклонения стрелки дриллометра на одно-два деления на трубе
молом делают отметку на уровне верхнего фланца катушки.
После этого колонну труб приподнимают и производят еще одну-
две контрольные посадки. Лишь при совпадении всех отметок
и результатов замера суммарной длины обеих колонн труб можно
быть уверенным в правильности посадки. При правильной по-
садке колонны 2х/2л труб обеспечивается минимальная передала
ее веса на наружную колонну 4" труб.
В главе I было показано, что разобщение внутренних полостей
насосных труб со скважиной достигается при помощи обратного
клапана, имеющегося в седле погружного агрегата, и самоуплот-
няющихся резиновых манжет на его хвостовике. Наличие ман-
жетного уплотнения позволяет обеспечивать независимую под-
веску обеих колонн труб без опоры седла на посадочный конус.
Благодаря этому удается избежать продольного изгиба труб
и седла погружного агрегата, а также дополнительной нагрузки
на 4" трубы (напряжения в которых и без того велики) от веса
колонны 21/з" труб. Конструкция манжетного уплотнения по-
гружных агрегатов ГН-4, позволяет приподнимать их седло
над посадочным конусом до 250 мм, а ГИН-2 и ГИН-3 — ’до 500 мм.
После контрольной посадки центральной колонны труб нужно
подобрать такую длину1’ ее, чтобы в подвешенном состоянии седло
погружного агрегата было приподнято над посадочным конусом
на 150—250 лж (ГН-4) или 150—500 мм (ГИН-2 и ГИН-3). Для
подгонки длины колонны нужно иметь несколько патрубков
различной длины. Иногда все же приходится производить замену
двух-трех верхних труб. В некоторых случаях подгонка легко
достигается лишь заменой нескольких верхних труб. Для облег-
чения ее нужно записать длину и порядок спуска нескольких
верхних труб, учтя при этом длину специального патрубка,
ввинченного в посадочный фланец.
Все измерения и подсчеты производятся очень тщательно,
так как ошибка может повести к потере герметичности манжет-
ного уплотнения седла, что не позволит заполнить колонны насос-
ных труб жидкостью.
Перед окончательной подвеской колонны на последнюю трубу
навинчивают специальный патрубок с фланцем 13 (см. рис. 61).
На верхний конец этого патрубка навинчивают патрубок под
элеватор с двумя муфтами, при помощи которого и завершается
спуск колонны. Подвешивают колонну на указанном выше фланце,
опирающемся на верхний фланец катушки. Перед окончательной
посадкой оба эти фланца тщательно очищают от грязи и прове-
ряют состояние алюминиевой прокладки. При посадке с помощью
ломика совмещают отверстия в обоих фланцах, и в них заклады-
вают болты. После отвинчивания верхнего патрубка на его место
200
завинчивают специальный наконечник 14 (см. рис. 61) под ман-
жетное уплотнение головки. Затем устанавливают головку 8
с патрубками, причем также производят тщательную очистку
фланцев от грязи и проверяют целость алюминиевой прокладки.
Все трв фланца стягивают болтами. При этом монтируют также
и телескопическую мачту-подъемник 7 с ручным полиспастом.
На этом заканчиваются операции по спуску труб и монтажу обору-
дования устья. Теперь можно произвести подгонку и присоедине-
ние напорной и выкидной .чинив к нему и его опрессовку при
давлении, превышающем на 25% расчетное давление рабочей
жидкости.
После опрессовки оборудования устья и устранения выявлен-
ных дефектов соединений эксплуатационные колонны заливают
жидкостью. На бакинских промыслах для этой пели используют
морскую воду, так как технический водопровод имеет здесь очень
разветвленную сеть и подведен к большинству скважин. Иногда
заливку производят непосредственно от этого водопровода с по-
мощью прорезиненного шланга. Однако лучше закачивать воду
с помощью силового насоса, имеющего определенную подачу.
Зная ее и подсчитав объем спущенных колонн труб, можно опре-
делить время их заполнения, что позволяет контролировать
заливку. Вода закачивается в центральную колонну труб. После
заполнения колонн труб и появления циркуляции закачка воды
прекращается и проводится наблюдение за уровнем ее в централь-
ной колонне труб. Уровень не должен снижаться. Если через
подсчитанный промежуток времени циркуляция воды не устана-
вливается или после прекращения закачки уровень снижается,
необходимо выяснить причину негерметичности колонн труб.
Причина отсутствия циркуляции может быть только одна — непра-
вильная слишком высокая подвеска центральной колонны на тре-
буемую глубину. Снижение уровня воды в колоннах труб после
прекращения заливки, как правило, вызывается утечками через
недостаточно хорошо затянутые резьбовые соединения или через
заводские дефекты труб, своевременно не обнаруженные. В вос-
точных нефтяных районах Советского Союза для заливки колони
насосных труб обычно используется нефть.
Рассмотрим теперь, как производится спуск пакера и труб
при однотрубной схеме спуска погружного оборудования.
Подготовка труб (но только для одной колонны) проводится1
таким же образом, как это было изложено, выше. В подготовке же
скважины требуется дополнительная операция — шаблонирова-
ние обсадной колонны. Шаблон, применяемый для этой цели,,
имеет длину 2000 мм, а диаметр — в зависимости от внутрен-
него диаметра обсадных труб. Обычно он принимается на 4 мм
меньше последнего.
Шаблон спускают на канате или на трубах до верхних отверстий
фильтра. При спуске и подъеме его ведут наблюдение и отмечают
места задержек, если они были. После подъема шаблона производят
201
L
Обычно в восточных нефтяных районах оборудование погру-
жается под динамический уровень на 200—300 м, а если при-
меняется однотрубная схема с пакером, то и на большую глубину.
В целях улучшения выноса песка с забоя «песочных» скважин
и предотвращении образования в них песчаных пробок приемная
часть погружного насоса в таких скважинах располагается воз-
можно ближе к фильтру скважины. Если уровень жидкости
в скважине достаточно высокий, то до фильтра спускают не погруж-
ной агрегат, а хвостовик из труб диаметром Крепят хвосто-
вик к посадочному конусу наружной колонны насосных труб
диаметром 4" и спускают в скважину с таким расчетом, чтобы
приемный конец его был на 1—2 м выше верхней границы фильтра.
Иногда длина его достигает 200—300 м. Для хвостовика могут
быть использованы старые насосные трубы любой марки.
Таким образом, после подъема из скважины имеющегося там
оборудования, обследования и очистки забоя в первую очередь
производится спуск хвостовика (если он требуется). Следом за
хвостовиком спускается посадочный конус и колонна насосных
труб диаметром 4". Перед спуском трубы тщательно измеряют
по длине стальной рулеткой, очищают от грязи и окалины, а если
есть необходимость, то и промывают водой.
Для спуска и подъема труб применяется обычная технология,
обычный инструмент и механизмы. Спуско-подъемные операции
и другие работы, связанные с подземным ремонтом скважины,
должны выполняться в строгом соответствии с действующими
«Правилами безопасности в нефте-газодобывающей промышлен-
ности».
Спуск труб осуществляется с обязательным контролем на-
1
грузки по дриллометру.	i
К креплению резьбовых соединений труб предъявляются повы-
шенные требования, так как при работе установки они находятся ,
под действием больших перепадов давления и при недостаточной ;
затяжке потеряют герметичность и будут промыты. Хорошие I
результаты, особенно в глубоких скважинах, дает применение |
автомата Г. В. Молчанова для свинчивания и развинчивания «
труб. Применение автомата позволяет ускорить и облегчить |
спуско-подъемные операции, а также обеспечить хорошее кре- ;
пление резьбовых соединений.
На последнюю трубу колонны диаметром 4" навинчивают 1
специальую фланцевую катушку, входящую в комплект оборудо- г
вания обвязки устья. В резьбу, имеющуюся в верхней части 
этой катушки, завинчивают патрубок из трубы диаметром 4" ;
с муфтой. На этот патрубок надевают трубный элеватор и с его I
помощью осуществляют посадку всей колонны насосных труб
на фланец обсадной колонны посредством фланцевой ка-
тушки.	1
Между фланцем обсадной колонны и нижним фланцем катушки,
ставят клингерите вую прокладку. Перед посадкой колонны оба |
198
фланца тщательно очищают от грязи, а после посадки стягивают
болтами.
Через насосные трубы диаметром 21/а" (для центральной ко-
лонны) перед спуском обязательно пропускают шаблон диаметром
6о-о,2 д1де и дЛЯНОй 1200 мм. Опыт показал, что в получаемых
партиях труб почти всегда имеются трубы с вмятинами, без вну-
тренних фасок на торцах, с эксцентрично нарезанными резьбами,
погнутые или с недопустимыми отклонениями в размере внутрен-
него диаметра. Спуск труб, через которые не проходит шаблон,
недопустим, так как в них может застревать погружной агрегат
при спуске или подъеме.
Отбракованные трубы укладывают на мостках отдельно.
Часть из них может быть использована для спуска в скважину
при других способах эксплуатации, другая — для наземных
трубопроводов.
В восточных нефтяных районах Советского Союза в случае
применения насосных труб, бывших в употреблении, перед шабло-
нированием их пропаривают для удаления отложившегося на
стенках парафина. Зимой проведение этой подготовительной
операции осложняется вследствие того, что пропаривать сразу
весь комплект труб нельзя, так как оставшаяся после него вода
образует на резьбовых и внутренней поверхностях их наледи.
Наледи препятствуют прохождению шаблона и затрудняют свин-
чивание труб. Резьбовые соединения труб в этом случае ослабе-
вают после спуска колонны труб в скважину и оттаивания льда,
теряют герметичность и надежность. Поэтому в восточных райо-
нах зимой во время спуска насосных труб около скважины обычно
устанавливается передвижная паровая установка для пропарива-
ния их в случае осложнений при шаблонировании или свинчива-
нии.
В любое время года при пропарке труб применяется «ерш»
для лучше!! очистки их от грязи н парафина.
Длина труб центральной колонны перед спуском также изме-
ряется стальной рулеткой.
Сначала в скважину спускают седло погружного агрегата,
затем последовательно наращивают подготовленные и прошабло-
иированные трубы центральной колонны. Перед спуском в мастер-
ской проверяют исправность и герметичность седла и обратного
клапана, так как при небрежном транспортировании они могут
быть повреждены или потерять герметичность. Технология спу-
ска и инструмент применяются обычные.-Для свинчивания и раз-
винчивания труб целесообразно применение автомата Г. В. Мол-
чанова.
Спуск последних трех-пяти труб производится медленно с тща-
тельным наблюдением за дриллометром, так как при измерении
и подсчете общей длины колонны труб возможны ошибки, кото-
рые могут привести к аварии при неосторожной посадке колонны
21/я* труб с седлом в посадочный конус, спущенный ранее на
199
«го осмотр, если наблюдались задержки, так как причины, вы
звавшйе их, могут оставить следы на шаблоне в виде вмятин,
царапин. Если шаблон проходит вниз и поднимается без суще-
ственных задержек, скважину можно считать готовой к спуску
пакера.
Пакер также может спускаться при помощи каната или труб.
При спуске его при помощи каната к концу последнего
крепится утяжелитель. Утяжелитель, упираясь в нижнюю часть
пакера, проталкивает его вниз, преодолевая силы трения пакера
о стенки обсадной колонны и не позволяя плашкам расклини-
ваться в ней.
Спуск пакера на канате на глубину 1000 м занимает около
часа времени. Глубина спуска определяется путем измерения
длины талевого каната (или труб). При спуске пакера с помощью
колонны насосных труб на нижний конец ее навинчивают толка-
тель, который позволяет передавать вес труб только на нижнюю
часть пакера.
После подъема из скважины каната с утяжелителем или труб
•с толкателем пакер удерживается на достигнутой глубине при
помощи одного или двух фонарей, имеющих подпружиненные
башмаки, и натяга резиновой манжеты относительно обсадной
колонны.
Спуск и подвеску колонны насосных труб производят так же,
как и при спуске двух концентричных колонн. Но при проверке
посадки нужно учесть, что седло погружного агрегата, упираясь
в конус верхней части пакера, заставляет ее перемещаться вниз.
При этом плашки шлипсов раздвигаются, расклинивая пакер
в обсадной колонне, и дальнейшее перемещение его вниз стано-
вится невозможным. Поэтому делается несколько контрольных
«посадок седла, чтобы убедиться в надежной фиксации пакера.
После заполнения обсадной колонны жидкостью столб ее не
только создает усилие, стремящееся сдвинуть пакер вниз, по, дей-
ствуя на самоуплотняющуюся резиновую манжету, плотнее прижи-
мает ее к стенкам обсадной колонны, что благодаря большим силам
трения обеспечивает надежную фиксацию пакера на заданной ।
глубине
Обсадная колонна и пакер опрессовываются жидкостью под 
давлением 100—125 кГ/см2 в течение 20—30 мин для проверки ’
их герметичности.
Технология одновременного спуска и подъема двух параллель-
ных колонн насосных труб в настоящее время только отрабаты-
вается.
§ 4.	НАЛАДКА И ПУСК
Подготовка наземного силового оборудования к пуску начи-
нается сразу же после его установки обычно с расконсервации
силовых насосов, проверки их состояния и устранения выявлен-
ных дефектов. Большинство дефектов, как правило, является
202
следствием заводского брака, а часть — результатом небрежного
транспортирования.
После устранения дефектов и завершения монтажа обвязки
в картеры насосов заливают свежее машинное масло и производят
их обкатку без нагрузки. При этом ведут тщательное наблюдение
за состоянием важнейших органов приводной части: коренных
и шатунных подшипников, крейцкопфов.
Обкатка насосов без нагрузки производится при закрытом
вентиле на напорной линии и полностью открытом игольчатом
дросселе, установленном на перемычке между напорной и всасы-
вающей линиями для стравливания рабочей жццкости. После об-
катки и устранения дополнительно выявленных дефектов (если они
были обнаружены) можно дать нагрузку силовому насосу. Со-
здается она постепенным, но не полным закрытием дросселя. Этим
моментом обычно пользуются для проверки и, если потребуется,
наладки максимальной н минимальной манометрической защиты.
Для этого контакт максимальной защиты электроконтактного
манометра устанавливают на какое-либо не очень высокое давле-
ние; например, на давление в 40 к77с№. Затем при помощи дрос-
селя поднимают давление жидкости в напорной линии. При
достижении стрелкой манометра верхнего контакта, т. е. при
давлении в 40 кГ/е.и2, должно сработать промежуточное роле
и с помощью контактора выключить питание электродвигателя.
После этого проверяют минимальную защиту. Для этого давление
снова постепенно поднимают, например, до 30 кПсз/Р. Затем
контакт минимальной защиты устанавливают на давление, не-
сколько меньшее давления испытания (например на 20 кГ/см2)ч
и давление в напорной линии снижается открытием дросселя.
При достижении стрелкой манометра этого контакта электродви-
гатель также должен отключиться.
Испытание повторяют два-три раза. Защита должна работать
четко и надежно. Если во время испытания обнаружится искре-
ние при замыкании контактов, оно обязательно должно быть
устранено, так как вследствие этого могут подгореть контакты
и снизится надежность защиты.
После испытания защиты продолжают обкатку силовых насо-
сов уже под нагрузкой. Нагрузку повышают постепенно и дово-
дят к концу обкатки до рабочей. Время обкатки зависит от каче-
ства насоса, характера выявленных дефектов и приработки его
органов. При хорошем качестве изготовления насоса обкатка его
обычно производится в течение нескольких часов.
Во время обкатки насоса под нагрузкой ведется наблюдение
не только за приводной, но и за гидравлической частью его.
Проверяется герметичность и нагрев сальников, а также работа
клапанов на слух и посредством измерения подачи.
Лишь после тщательной и всесторонней проверки силового
насоса и всего электрооборудования можно считать их готовыми
к эксплуатации. К этому же времени должна быть закончена
203
проверка и наладка приборов и механизмов системы автоматиче-
ского регулирования.
Опыт показал, что во время транспортирования погружных
агрегатов с завода на промыслы нередко происходит ослабление
резьбовых соединений их и поэтому до спуска в скважину они
проверяются в мастерской. Иногда при проверке производится
лишь подтяжка отдельных резьбовых соединений. В некоторых же
случаях производится полная переборка агрегатов, после которой
они подвергаются обкатке в течение нескольких минут в горизон-
тально лежащем седле.
Когда таким образом завершена проверка и наладка всего'
наземного и погружного оборудования, производится подготовка
к пуску установки. Для этого прежде всего необходимо промыть
колонны насосных труб, спущенных в скважину. На промыслах
Баку для промывки используют техническую (морскую) воду,
в восточных районах — нефть. Во время промывки создается
максимально возможная скорость движения жидкости в трубах,
необходимая для лучшего выноса грязи из них. С этой целью
в групповых установкак для промывки используется параллель-
ная работа двух-трех силовых насосов. При промывке через
трубы прокачивается количество жидкости, равное одному-трем
объемам колонн насосных труб. Закачивается промывочная
жидкость в центральную колонну труб.
В индивидуальных установках, если для промывки использо-
валась нефть, по окончании промывки она подвергается отстаи-
ванию. Лишь после этого нефть может быть применена в качестве
рабочей жидкости. Если же для промывки используется вода,
то по окончании промывки она вытесняется из труб нефтью.
Замена воды нефтью должна быть полной, так как в противном
случае при открытии головки устья возможен перелив нефти
вследствие различного веса столбов нефти и воды. Теперь сква-
жина готова к спуску погружного агрегата. При помощи рабочей
жидкости раздвигается телескопическая мачта-подъемник, уста-
новленная на устье скважины. На шейку пики погружного агре-
гата надевается элеватор и с помощью ручного полиспаста, под-
вешенного на мачте, погружной агрегат поднимается над устьем
скважины. Затем из головки устья вынимается ловитель, и по-
гружной агрегат осторожно (во избежание повреждения манжет
и перелива нефти) спускается в центральную колонну труб до
уровня подъемного устройства. Здесь погружной агрегат опирается
на подкладную вилку, а элеватор освобождается; затем, придер-
живая рукой погружной агрегат, вынимают подкладную вилку
и сбрасывают его в колонну труб. Ловитель устанавливается на
место и после поворота в замке герметично закрывает отверстие
в головке над центральной колонной труб благодаря наличию
манжетного уплотнения. Четырехходовой крап головки устья
ставится в положение «спуск — работа». После этого включается
силовой насос для закачки рабочей жидкости в центральную.
204
колонну труб. В обвязке групповых установок для спуска и подъ-
ема погружных агрегатов предусмотрены специальные линии
(см. главу II).
В групповых установках имеются резервные силовые насосы.
Обычно резервный насос включается параллельно с основным
для ускорения спуска погружного агрегата. Давление рабочей
жидкости, необходимое для спуска погружного агрегата, относи-
тельно невелико. Величина его определяется главным образом
гидравлическими потерями при движении жидкости в трубах и, сле-
довательно, зависит, прежде всего, от глубины подвески погруж-
ного агрегата, длины напорной и выкидной линий, а также от рас-
хода жидкости. Сила трения погружного агрегата о стенки труб
невелика и с избытком перекрывается весом его. Однако через
трубы, имеющие местные сужения или изгиб, погружной агрегат
проходит с трудом. В этих случаях давление рабочей жидкости
возрастает. Максимальный контакт манометра устанавливается
на давлении, превышающем примерно на 20% расчетное рабочее
давление. Время спуска погружного агрегата нетрудно подсчи-
тать, так как оно находится в прямой зависимости от скорости
жидкости в центральной колонне труб. Незадолго до того, как
погружной агрегат по расчету должен достичь седла, резервный
насос в групповой установке выключается н проводится наблю-
дение за манометром. При достижении погружным агрегатом седла
циркуляция жидкости в трубах прекращается, давление ее
в центральной колонне возрастает и, после достижения определен-
ной величины его, агрегат начинает работать.
Число ходов погружного агрегата находится в прямой зависи-
мости от подачи силового агрегата. Поэтому после повышения
давления и пуска погружного агрегата расход рабочей жидкости,
поступающей к нему, уменьшается и устанавливается небольшое
число ходов его — около 20 в минуту, что необходимо для при-
работки нового погружного агрегата. Затем число ходов погруж-
ного агрегата постепенно увеличивается и доводится до расчет-
ного. Время выхода на расчетный режим работы в общем случае
зависит от скорости приработки погружного агрегата и загрязнен-
ности рабочей жидкости. Составляет оно обычно несколько часов.
Но в «песочных» скважинах это время иногда может быть увели-
чено до нескольких суток — при плавном запуске скважин
в целях предотвращения образования пробок.
В индивидуальных установках число ходов устанавливается
посредством регулирования вручную дросселя у силового насоса,
в групповых установках — соответствующей настройкой изо-
дромных регуляторов.
При нормальной работе погружного агрегата не должно быть
остановок и заеданий хода его, которые обычно сопровождаются
резкими колебаниями давления рабочей жидкости и стрелки
манометра, не должно быть механических или резких гидравли-
ческих ударов.
205
Иногда при тугой посадке поршней в цилиндрах погружной
агрегат удается запустить лишь подняв давление рабочей
жидкости на 30—50% выше расчетного рабочего давления.
Однако сразу же после пуска давление снижается. Если агрегат
имеет значительное погружение под статический уровень, то по •
мере снижения его при работе погружного агрегата давление1
рабочей жидкости постепенно возрастает и лишь после стабилиза- '
ции динамического уровня также становится стабильным. После
этого производится измерение подачи погружного агрегата и рас-
хода рабочей жидкости. Коэффициент подачи нового погружного
агрегата при работе в скважине с не очень высоким газовым фак-
тором должен быть не менее 0,6—0,7, а коэффициент расход»,
рабочей жидкости — не более 1,1—1,15.
§ 5.	РЕГУЛИРОВАНИЕ ПОДАЧИ ПОГРУЖНОГО АГРЕГАТА
Выше уже говорилось о том, что большим достоинством гидро-?,
поршневых насосных агрегатов является возможность простого?
и плавного регулирования их подачи в широких пределах путем;
изменения расхода рабочей жидкости, подводимой к гидравличе-
скому двигателю.
Минимальное число ходов погружных агрегатов ГИН-2*.
ГИН-3 и ГН-4, при котором наблюдается устойчивый режим их;,
работы, составляет 10—20 в минуту. Оно зависит от состояния
гидравлических двигателей и вязкости рабочей жидкости. Макси-,
мальное число ходов для указанных выше погружных агрегатов
принято 60 в минуту. Его нетрудно увеличить даже до 100 ходов'
в минуту, увеличив расход рабочей жидкости. Однако это не де-»
лается вследствие уменьшения к. п. д. агрегатов, значительного
усиления износа рабочих органов погружных агрегатов и увели-»
чения динамичности нагрузок, действующих на них, что приводит
к снижению срока службы погружных агрегатов.
Изменяя число ходов погружного агрегата в указанный
выше пределах, можно плавно изменять его подачу, т. е. отбор
жидкости из скважины. Подсчет теоретической подачи произво-
дится по приведенным выше формулам (см. главу I). Для опреде-
ления же фактической подачи погружного насоса при различны*
числах ходов нужно снять его характеристику при работе в дан-
ной скважине или же определить зависимость коэффициент»!
подачи от числа ходов насоса также для данной скважины:
Коэффициент подачи, включающий в себя коэффициент наполне
ния погружного насоса и учитывающий все утечки жидкости
в насосе и трубах, имеет обычно различные значения для различ
ных скважин даже при работе одного и того же погружного
агрегата и на одинаковом режиме. Объясняется это различие*
в величине газового фактора, состава и вязкости жидкости, погру-
жения насоса под динамический уровень и величины напорач
С увеличением числа ходов погружного насоса коэффициент
206
подачи возрастает (см. рис. 46). Объяснить зто можно умень-
шением относительной величины утечек. Чем более изношены
рабочие пары погружного насоса, тем более заметен рост коэф-
фициента подачи с увеличением числа ходов.
Зная величину коэффициента подачи погружного насоса в дан-
ной скважине при различных режимах работы, можно с достаточ-
ной степенью точности под-
считать его подачу прп раз-
личных числах ходов по фор-
муле (26). Однако применение
этого метода дает хорошие ре-
зультаты лишь для тех скважин,
в которых износ рабочих орга-*
нов погружных агрегатов*
происходит медленно и сред-
ний коэффициент подачи дли-
тельное время является ста-
бильной величиной, т. е. для
скважин восточных нефтяных
районов Советского Союза с ма-
лым содержанием песка в добы-
ваемой жидкости. На бакинских
же промыслах износ рабочих
органов погружных агрегатов
происходит сравнительно бы-
стро, а иногда промывы кла-
панов происходят в течение
нескольких часов. Поэтому
здесь контроль подачи произ-
водится ежедневно непосред-
ственным измерением ее. Точ-
ность этих измерений в значи-
тельной степени зависит от
Рис. 64. Графики изменения лодачи
и уровня жидкости в мернике в те-
чение часа при работе агрегата
ГИН-1 диаметром 32 «м в скв. 1621
с числом ходов п — 30 в минуту.
а —• изменение подачи; б — изменение
уровня жидкости в мернике, включенном в
замкнутый цикл работы установки.
времени замера, так как посту-
пление жидкости в мерник
отличается большой неравно-
мерностью. Объясняется она га-
зопроявлением скважин и ско-
плением газовых пузырей в
длинных трубопроводах. Очень
наглядно это показано на гра-
фиках (рис. 64) изменения
подачи и уровня жидкости
в мернике, составленных по результатам заморов, произведенных
в течение часа при работе гидропоршневого насосного агрегата
ГИН-1 диаметром 32 лл в скв. 1621 промысла № 7 НПУ Орджо-
никидзенефть (Баку) с числом ходов 30 в минуту.
Добытая из скважины жидкость вместе с отработавшей напра-
влялась в тот же мерник, из которого расходовалась рабочая
207
•жидкость, благодаря чему увеличение ооъема жидкости в этом
мернике точно соответствовало подаче погружного агрегата за тот
или иной отрезок времени. Как видно из графиков, уровень
жидкости в мернике в течение первых 15 мин убывал, а расход
рабочей жидкости превышал поступление ее из скважины, т. е.
поступление имело отрицательное значение. В течение следующих
5 мин появилась подача, а затем снова исчезла, но лишь на 5 мин.
В течение часа отмечались резкие изменения подачи, но средняя
за час подача погружного агрегата составила 0,183 л!сек при
среднем коэффициенте подачи т]оср = 0,82. Однако если взять
другом отрезок времени в один час, то величина среднего коэф-
фициента подачи может существенно измениться. Так, например,
при измерении подачи погружного агрегата, работающего
в скв. 807 того же промысла, было установлено, что среднечасовые
значения коэффициента подачи также изменяются в течение
суток в весьма широких пределах — от 0,98 до 0,45 (рис. 65).
Однако среднее значение коэффициента подачи за сутки составило
0,805, что хорошо согласуется со среднесуточными замерами i
по этой скважине, проведенными в течение ряда дней (рис. 66).!
Из приведенных выше данных следуег, что для получения!
точных замеров подачи погружного агрегата выполнять их надс|
в течение, по крайней мере, нескольких часов.
По мере износа рабочих органов погружного агрегата сни-
жается коэффициент его подачи. Восстановление подачи легко
достигается увеличением числа ходов его. В некоторых случаях^
с этой целью число ходов может быть увеличено на 30—50%, j
но в пределах 60 ходов в минуту. Однако к этому способу регули-J
рования подачи следует прибегать лишь в тех случаях, когда1
наблюдается постепенный износ рабочих, органов, а не резкое?
нарушение их работоспособности, которое можно обнаружить
по сравнительно быстрому падению давления рабочей жидкости |
или снижению подачи. Если, несмотря на увеличение числа ходов, !
подача погружного агрегата уменьшается быстро, необходимо'
произвести его замену.
208
Особо следует остановиться на регулировании подачи погруж-
ных агрегатов с помощью подбора насоса с оптимальным диамет-
ром поршня. В тех случаях, когда требуемый отбор жидкости
из скважины может быть произведен с помощью насосов двух
различных диаметров, следует предпочесть погружной агрегат
с большим диаметром цилиндра насоса, если, конечно, при этом
потребное давление рабочей жидкости будет в пределах допусти-
мого. Такое решение имеет следующие преимущества: 1) более
широкие пределы регулирования подачи; 2) возможность работы
погружного агрегата при меньшем числе ходов, что позволит
увеличить срок службы его: 3) сокращение расхода рабочей
жидкости, что позволит уменьшить нагрузку очистных устройств;
4) более высокий к. и. д. установки.
Такое достоинство погружных гидропоршневых насосных
агрегатов, как возможность плавного регулирования их подачи,
широко используется для плавного пуска после подземного
ремонта скважин, в которых происходит пескопроявлспие. Это
позволяет избежать быстрого образования песчаной пробки.
Но с неменьшим успехом эта возможность может быть использо-
вана и для освоения таким же методом (плавным пуском) скважин,
пробуренных на продуктивные горизонты, сложенные рыхлыми
породами. Отбор жидкости из скважины может постепенно увели-
чиваться в течение нескольких дней. Как известно, при освоении
скважин из призабойной зоны поступает агпого глинистого рас-
твора, что может потребовать в первые дни быстрой смены насосов.
При оборудовании скважины гидропоршпевым насосным агрега-
том сбрасываемого типа эта операция, как мы видели, не предста-
вляет трудностей.
Рассмотрим теперь еще одно преимущество гидропоршневых
насосных агрегатов, которым они обладают благодаря возмож-
ности плавного регулирования подачи и простоте спуско-подъем-
ных операций. Как известно, важным фактором, способствующим
правильной и эффективной эксплуатации скважин, является
периодическое исследование их. Особенно важно получение харак-
теристик продуктивности скважин. При насосной эксплуатации
скважин для этой цели обычно пользуются методом установив-
шихся отборов или так называемым методом пробных откачек,
сущность которого заключается в измерении забойного давления
или динамического уровня при различных установившихся отбо-
рах жидкости из скважины.
Однако проведению таких исследований обычно при эксплуа-
тации скважин штанговыми насосами сопутствуют серьезные
осложнения: 1) трудности изменения величины подачи глубин-
ного насоса, необходимость остановки станка-качалки и измене-
ния числа качаний ее или длины хода штока; 2) трудность или
даже невозможность определения динамического уровня эхомет-
рированием при величине газового фактора скважины, превы-
шающей 50 м*/т сутки; 3) неудобство применения глубинных
14 А. С. Казан.
20Э
манометров для точного определения забойного давления, ввиду
того что по окончании измерений требуется подъем колонны
насосных труб для извлечения манометра или же оставление его
в скважине до очередного подземного ремонта.
В то же время конструкция гидропоршневого насосного агре- •
гата «свободного» типа может быть приспособлена для спуска,
с ним глубинного манометра. По окончании исследования погруж-;.
ной агрегат вместе с глубинным манометром в короткий срок1!
может быть поднят па поверхность с помощью рабочей жидкости.*
Изменение же числа ходов Погружного агрегата, как было пока- i
8ано выше, пе представляет трудностей.
При исследовании скважины обеспечивается работа погруж- ’
ного агрегата на нескольких установившихся режимах по два, ’
три или более часов на каждом режиме с. измерением подачи его?
и регистрацией времени изменения режима и заморов подачи.
После подъема глубинного манометра и расшифровки индикатор-'
ной диаграммы вычерчивается индикаторная кривая скважины,
т. е. кривая, представляющая зависимость дебита от перепада;!
давления между пластом и забоем скважины. При определении
забойного давления необходимо учесть давление столба жидкости
от приема погружного насоса до середины фильтра скважины. {
С помощью индикаторной кривой нетрудно определить коэффициент I
продуктивности скважины.	,
Приближенное значение коэффициента продуктивности сква-1
жины может быть найдено более простым методом. Для этого?
достаточно произвести измерение подачи погружного агрегата’
и соответствующего давления рабочей жидкости при двух различ-j
ных установившихся режимах работы ого. С увеличением отбора.)
жидкости из скважины динамический уровень ее снижается nJ
следовательно, давление рабочей жидкости увеличивается. Коэф-
фициент продуктивности скважины может быть найден из выра-
жения
где Qi и Qz — дебиты скважины при различных режимах работъ
по гружного агрегата;
Pi н Р-2 — давления рабочей жидкости при тех же режима)
работы погружного агрегата, без учета потерь н;
трение.
А = Pi — A Pi и р' = ра — Д р2.
где pi и /?2 — давления рабочей жидкости при заданных режима!
работы погружного агрегата;
A Pi и А р2 — механические и гидравлические потери на тро
ние в погружном агрегате и колоннах насосных труб при тех яч
режимах работы. Эти потери определяются следующим образов
За короткий промежуток времени (несколько минут) неоднократно
210
изменяется резким работы погружного агрегата с измерением
числа ходов его п и давления рабочей жидкости рг. Зависимость
/?р = f (п) изображается в виде графика (см., например, рис. 46)
и экстраполируется до пересечения с осью ординат, т. е. до п = О,
что соответствует давлению рабочей жидкости при отсутствии
трения. Из точки пересечения кривой с осью ординат проводится
прямая, параллельная оси абсцисс. Отрезки ординат, отложенные-
от этой линии до кривой рр = / (п), выражают потери на трение
при соответствующем режиме работы погружного агрегата.
Поскольку измерения, необходимые для построения кривой
Рр = / (п), проводятся в очень короткий промежуток времени,
изменением динамического уровня жидкости в скважине можно/
пренебречь и считать его постоянным.
§ 6.	ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВОК В УСЛОВИЯХ БАКИНСКОГО
НЕФТЯНОГО РАЙОНА
Особенности Бакинского нефтяного района
и характеристики скважин
В главах I и II были изложены основные особенности Бакин-
ского нефтяного района, влияющие на выбор схемы гидропоршне-
вой насосной установки и типа оборудования. Эти же особенности
в значительной степени определяют и специфичность условий
эксплуатации установок. Напомним их еще раз. Это: 1) густая
сетка размещения скважин на разрабатываемой площади; 2) боль-
шая загрязненность добываемой жидкости механическими при-
месями; 3) значительная обводненность большинства скважин;
4) многоярусность продуктивных пластов, дающих нефть различ-
ного качества; 5) большой диапазон глубин скважин, наличие
очень глубоких скважин и скважин с низкими динамическими
уровнями; 6) сравнительно небольшое содержание парафина
в добываемых нефтях; 7) климат, характеризующийся жарким
летом и сравнительно теплой зимой; 8) наличие разветвленной
сети водоснабжения и воздушных линий; 9) большой срок эксплуа-
тации старых месторождений, в течение которого значительно
ухудшилось состояние обсадных колонн скважин и в то же время
образовались излишки некоторого оборудования, которое может
быть использовано при монтаже гидропоршневых насосных уста-
новок.
Как было показано выше, особенности Бакинского нефтяного
района (старых месторождений) предопределяют применение в нем
групповых гидропоршневых насосных установок с устройствами
для подготовки рабочей жидкости.
Основными факторами, определяющими выбор скважин для
эксплуатации их одной групповой установкой, являются: 1) тер-
риториальная близость скважин к силовой насосной станции
и 2) одинаковое качество нефти, добываемой из скважин. В пеко-
14*	211
торых случаях на выбор скважин может влиять большая разность
в их глубине. Первые установки для эксплуатации групп скважин
объединяют скважины примерно равной глубины и с одинаковым
^качеством нефти. Но скважины, эксплуатирующиеся различными
установками, отличаются весьма существенно как глубиной, так
и качеством получаемой из них нефти, несмотря на то, что терри-
ториально они расположены недалеко одна от другой. Для при-
мера мы приведем характеристики некоторых скважин НПУ
Орджоникидзепсфть, эксплуатирующихся различными гидро-
поршневыми насосными установками (см. табл. 6).
Таблица 6
	Номера скважин				
Наименование	Установка № 1		Установка № 2		
	879	1621	1292	1334	76/114
Эксплуатационный горизонт Диаметр обсадной колонны, дюймы 	 Глубина спуска эксплуата- ционных колони, м . ... . Глубина фильтра, м . .. . Искусственный забой, м . . Статический уровень, лс . . Динамический уровень, м Возможный отбор жидкости, т/сутки	 Среднесуточный дебит жид- кости, т/сутки	 Среднесуточный дебит нефти, т/сутки ........... Содержание воды, % ... . Содержание механических примесей, % по весу .... Вязкость добываемой вефти, ВУ°	 Удельный нос добываемой нефти 	 Газовый фактор, м5(т иефти	кс4_5, пк4 6 2145 1939— 1983 1991 1715 16 3,5 55 оз 2,39 0,89 170	пк4 6 2179 2140— 2147 2167 1755 1882 27 22,8 4,5 80 0,11 2,75 0,89 90	V 6 924 876—889 908,5 778 861 38 31 4 87 0,4 1,69 0,86 6	Va, V, IVd 6 907 832—850 853 768 806 15 17 2,4 86 до 1,4 1,9 0,86 90	II, Па 10 848,7 622—674 674,5 623 651 27 23 3,2 86 до 14 0,86 46
В табл. 6 наглядно показано, как разнообразны характерна
стики скважин, уже сейчас эксплуатирующихся гидропоршневыми
насосными установками. Даже скважины, эксплуатирующиеся^
одной установкой, имеют иногда большое различие в дебите/
обводненности, содержании механических примесей в добывае-
мой Ячмдкости, в газовом факторе и динамическом уровне.
Мы не рассматривали здесь особенностей морских нефтяных
промыслов вследствие отсутствия опыта эксплуатации морских
212
скважин гидропоршневыми насосными агрегатами. Однако в бли-
жайшее время предполагается организовать опытную эксплуата-
цию агрегатами нескольких морских скважин.
Описание групповой установки
Как отмечалось выше, в настоящее время ведутся лишь экспе-
риментальные работы по отработке системы регулирования груп-
повой установки и поэтому в НПУ Орджоникидзепефть смонтиро-
ваны установки, которые могут работать не только как группо-
вые, но и как индивидуальные с подачей рабочей жидкости от
одного силового насоса к одной скважине и с регулированием
режима работы погружных агрегатов. При такой схеме установки
обвязка оборудования силовой насосной станции получается
довольно сложной. Рассмотрим для примера схему эксперимен-
тальной установки, смонтированной на промысле .№ 4 НПУ
Орджоникидзепефть (рис. 67). Здесь в здании насосной станции
установлены 12 силовых насосов 3. Из них 10 насосов рабочих
и два — резервных. Почти все насосы типа НС-1/150 с подачей
в 1 л!сек. Рабочая жидкость ко всем насосам подводится по всасы-
вающей линии 2 диаметром 150 мм из резервуара 1. Забирается
жидкость из-под уровня при помощи гибкого шланга, свободный
конец которого прикреплен к поплавку. В этом резервуаре про-
изводится й подготовка рабочей жидкости. Для этой цели был
отремонтирован старый пустующий клепаный резервуар емкостью
около 800 jh3. В нижней части его смонтирован змеевик, через
который в зимнее время может пропускаться пар для подогрева
воды, заполняющей нижнюю часть резервуара. Загрязненная
жидкость из скважин, поступающая по линии 29 диаметром 150 мм,
направляется в нижнюю часть резервуара, благодаря чему нефть
при всплывании проходит через слой теплой воды, подвергаясь
промывке.
Уровень рабочей жидкости в резервуаре обычно на 5—6 м
выше приемной части силовых насосов, что обеспечивает подпор,
достаточный для нормальной работы их. Опыт показал, что во
всасывающей линии продолжается выделение воды из движущейся
рабочей жидкости и накапливание ее в пониженных местах.
Поэтому из пониженного тупикового конца этой линии сделан
отвод 19, позволяющий накопившуюся воду периодически спу-
скать в специальный заглубленный бак 21 емкостью 1 м3, предна-
значенный для сбора утечек. На всасывающих линиях насосов
установлены фильтры 5.
При выполнении точных замеров расхода рабочей жидкости
всасывающие линии насосов подключаются к специальной замер-
ной линии 7, рабочая жидкость в которую поступает из одного
резервуара 23. В зимнее время при увеличении вязкости нефти
подпор в этой линии, необходимый для нормальной работы сило-
вых насосов, может создаваться небольшим центробежным насо-
сом (IV2K6 или 2К6).
213

Всасывающие линии обоих резервных насосов (№ 1 и 12)
могут быть также подсоединены к линии технического водопро-
вода 5. Это позволяет при выполнении ремонтных работ в скважи-
не или на коммуникациях вытеснять из них нефть водой в резер-
вуар, предотвращая тем самым потери нефти.
На выкидных линиях силовых насосов установлены шаровые
обратные клапаны 6, предотвращающие попадание рабочей
жидкости, находящейся под давлением в коммуникациях, в нера-
ботающий или ремонтируемый силовой насос и облегчающие под-
ключение силовых насосов к магистральным линиям. Рабочая
жидкость силовыми пасосами нагнетается в две магистральные
линии 10 и 11 под различным давлением. Из них рабочая жидкость
разводится к двум группам скважин по напорным линиям 15.
Разбивка скважин на две группы произведена в целях экономии
анергии, так как для работы гидропоршпевых насосных агрегатов
в различных скважинах требуется рабочая жидкость с различным
давлением, обычно несколько меньшим давления в магистралях.
Часть излишнего напора гасится мембранными исполнительными
механизмами 17', установленными па напорных линиях 15, при
регулировании режима работы погружных агрегатов с помощью
автоматических регуляторов 18. Расходомеры 16 установлены
на этих же линиях.
Постоянное давление в магистральных линиях 10 и 11 поддер-
живается автоматическими стабилизаторами 14 и мембранными
исполнительными механизмами 18, через которые избыток рабочей
жидкости сбрасывается во всасывающую линию 2. Питание регу-
ляторов осуществляется от воздушной линии 12. Все регуляторы
установлены в здании насоспон станции для защиты от пыли
и атмосферных осадков.
Линия 9, к которой также может быть подсоединен любой
из силовых насосов, предназначена для проведения спуско-
подъемных операций с погружными агрегатами. Обычно эти опе-
рации проводятся одним рабочим при помощи одного резервного
насоса.
Плавное увеличение нагрузки вновь включаемых силовых
насосов и ручное регулирование режима работы погружных
агрегатов производится при помощи игольчатых вентилей 4.
Все коммуникации в пределах здания насосной станции уложены
в каналах. Утечки жидкости из силовых насосов канализуются
и по коллектору 20 отводятся в бак 21.
В машинном зале (рис. 68) установлены также пусковые кноп-
ки электродвигателей во взрывобезопасном исполнении и электро-
копТактные манометры системы защиты. Таким образом, пуск,
управление и контроль за работой установки сосредоточены
главным образом в машинном зале. Пусковое электрооборудова-
ние (за исключением кнопок) размещено в отдельном помещении.
13 отдельных помещениях находятся также мастерская, кладовая
и операторская.
215
Рис. 68. Машинный зал групповой гидропоршневой насосной установи,
промысла № 4 НПУ Ордакониклдзенсфть.
Отработавшая н добытая из скважин жидкость по линиям Ж
(см. рис. 67) поступает к распределительной гребенке 25, с по-
мощью которой она поочередно нз всех скважин направляется
в одну из двух замерных емкостей 28 объемом 25 л*3. Вся осталь-
ная жидкость по линии 29 диаметром 150 мм поступает в резер-
вуар 1.
Нефть из мерных емкостей расходуется при замерах расхода
рабочей жидкости. Из этих же емкостей она откачивается насосом
22 по линии 28 (диаметром 21/г" (в товарные емкости цеха нефте-
водоперекачки. Отделившаяся в них вода и механические примеси
сбрасываются в канализацию по линии 24.
Мерные емкости и трап установлены на сварном пьедестале.
Уровень жидкости в емкостях’находится на 3 м выше силовых
насосов, что в летнее время обеспечивает достаточный подпор для
нормальной работы силовых насосов.
Трап 27 предназначен для определения процентного содержа-
ния воды и нефти в жидкости, поступающей из скважин. С этой
целью жидкость из замеряемой скважины направляется в трап,
и время заполнения его фиксируется для определения расхода.
Затем трап отключается, й жидкость в нем оставляется в покое
для отстаивания. Время, необходимое для отделения воды, зави-
сит от качества нефти, ее температуры и степени эмульгирования.
Как показал опыт, основное количество воды отстаивается в ниж-
ней части трапа за один-два часа. В нефти, всплывающей в верх-
нюю часть трапа, после отстаивания обычно сохраняется около-
5% воды. После отстаивания при помощи мерных стекол опре-
деляются объемы воды и нефти в трапе и подсчитывается их про-
центное соотношение. По окончании замера нефть из трапа вытес-
няется водой или воздухом в резервуар 1, а вода сбрасывается
в канализацию.
Мерные емкости 28 при ручном регулировании режима работы
погружных агрегатов позволяют замерять не только их подачи,
но и расход рабочей жидкости. Для этого рабочая жидкость из
одной емкости забирается силовым насосом н при этом опреде-
ляется ее расход в единицу времени, а отработавшая и добытая
жидкость из замеряемой скважины направляется в другую емкость
для определения се расхода в единицу времени. Подача погруж-
ного агрегата определится как разность расходов, замеренных
дзумя емкостями. Объемы жидкости в тарированных емкостях
измеряются с помощью мерных стекол, сообщающихся с емкостями
на нескольких уровнях. Во избежание ошибок в замерах, вызван-
ных разницей удельных весов воды и нефти, необходимо следить,
чтобы жидкость в емкости и стеклах на уровнях замера была
однородной. Обычно для измерения используется слой нефти.
Однородность жидкости в емкости проверяется при помощи проб-
ных краников. Время выполнения замера фиксируется секундо-
мером. Однако расход рабочей жидкости обычно мало изменяется
во времени и поэтому не нуждается в частой проверке. Подача же-
217
погружного агрегата может измеряться одной емкостью и притом
более точно. При этих замерах рабочая жидкость расходуется
из той же емкости, в которую Поступает жидкость из замеряемой
скважины. Увеличение объема в мерной емкости в единицу вре-
мени составит подачу погружного агрегата в чистом виде.
При работе групповой установки с автоматическим регулиро-
ванием расход рабочей жидкости определяется расходомерами
76, 18, а расход суммарной жидкости (отработавшей и добытой)
измеряется мерными емкостями 23. Подача погружных агрегатов
Рис. 69. Общий вцд групповой гпдропоршневой насосной установки про-
мысла 4 Орджонпкндзепефть.
определяется как разность этих расходов. Расход измеряется
одновременно в двух емкостях длы двух скважин. Одна из мерных
емкостей может быть также использована для определения подачи
любого из силовых насосов, если есть подозрение на снижение
•его подачи.
Лпиия технического водопровода 8 имеет отводы для заполне-
ния мерных емкостей водой. Имеются также отводы для смыва
пола в машинном зале и площадки перед зданием насосной стан-
ции после ремонтных работ.
Такая установка (рис. 69) при ручном регулировании по-
зволяет эксплуатировать гидропоргаиевыми насосными агрегатами
10 скважин. При автоматическом же регулировании количество
-эксплуатируемых скважин может быть увеличено до 15—20. Сле-
дует отметить, что при наличии силовых насосов большей мощ-
ности количество их может быть значительно сокращено. Это
218
позволило бы значительно сократить размеры машинного зала
и упростить обвязку, а следовательно и уменьшить капитальные
затраты.
Скважины, эксплуатирующиеся этой установкой, находятся
от нее на расстоянии 50—350 м.
Контроль параметров
Обслуживается установка одним оператором в смену, который
обычно производит также и небольшие ремонтные работы. Осталь-
ной же текущий ремонт оборудования выполняется слесарем-
механиком, обслуживающим также и другие гпдропоршпевые
насосные установки. Основной задачей оператора является осуще-
ствление постоянного контроля параметров установки и поддер-
жание их на заданном уровне для обеспечения эффективной
эксплуатации скважин и нормальной работы установки с большим
межремонтным периодом.
Постоянному контролю со стороны обслуживающего персонала
подвергаются следующие основные параметры работы установки:
1) давление рабочей жидкости у силового насоса или в магист-
ралях высокого давления; 2) число ходов погружного агрегата;
3) подача жидкости погружным агрегатом; 4) расход рабочей
жидкости; 5) качество рабочей жидкости.
Контроль за давлением рабочей жидкости при ручном регули-
ровании режима работы установки осуществляется по электро-
контактным манометрам, установленным у силовых насосов,
а при автоматическом регулировании — по манометрам, имею-
щимся в регуляторах. По характеру изменения давления, показы-
ваемого или регистрируемого манометрами, можно судить о том,
насколько правильно н ритмично работает погружной агрегат.
Перекосы, являющиеся следствием некачественной сборки по-
гружных агрегатов, или другие дефекты, а также попадание
в зазоры посторонних предметов и песка вызывают увеличение
давления рабочей жидкости, заедание движущихся частей и нару-
шение ритмичности работы их, четко отражаемое манометрами.
По изменению давления рабочей жидкости можно судить не
только о характере работы погружного агрегата, но и о существен-
ных изменениях его подачи, так как с нзменением подачи меняется
также и нагрузка гидравлического двигателя. По окончании
пускового периода для каждой скважины устанавливается опре-
деленный постоянный режим работы погружного агрегата. При
установившемся режиме и нормальной работе установки давление
рабочей жидкости также является величиной стабильной. Плав-
ные и закономерные изменения давления рабочей жидкости про-
исходят лишь при изменении нагрузки гидравлического двига-
теля в связи с разностью температуры и вязкости рабочей жидко-
сти. Изменения эти обычно являются сезонными, происходят посте-
пенно и могут быть объяснены при наличии данных о температуре
210
рабочей жидкости. Поэтому сравнительно быстрое, а иног
внезапное падение давления рабочей жидкости обычно являет
признаком нарушения нормальной работы погружного агрегат
Чаще всего эти нарушения связаны с существенным уменьшени
или даже прекращением подачи погружного насоса. Таким обр
зом, падение давления рабочей жидкости в большинстве случа
сигнализирует о резком снижении подачи погружного насос
Как показал опыт, падение давления рабочей жидкости в пр
делах 10 кПсм* обычно вызывается нарушением герметичное^
(промывом) всасывающего или нагнетательного клапана погру>
но го насоса. Падение давления на 30—40 кГ/см2 почти Bcerj
является следствием сильного промыва, отвинчивания или обрьп
нагнетательного клапана.
Постепенное повьппение давления рабочей жидкости п]
неизменной температуре ее и нормальной ритмичной рабе
погружного агрегата обычно указывает на образование в скважиз
песчаной пробки. Постепенное увеличение размеров песчано
пробки и уменьшение ее проницаемости вызывают сниженв
динамического уровня жидкости в скважине, являющееся прнч!
ной увеличения нагрузки гидравлического двигателя. По мех
снижения динамического уровня происходит также некоторс
уменьшение подачи погружного насоса вследствие снижения
коэффициента наполнения при уменьшении подпора. После сни-
жения динамического уровня до приема насоса происходит резкое
снижение подачи.
Важным показателем, характеризующим режим работы по-
гружного агрегата, является число ходов его в минуту. С измене-
нием числа ходов изменяется подача погружного насоса, расход
и давление рабочей жидкости. Число ходов погружного агрегате
является основным показателем для контроля за режимом еп
работы при ручном регулировании. Оно поддерживается на задан
ном уровне с отклонением в пределах двух-трех ходов в минуту
i	при помощи дросселя, через который стравливается часть рабочей
жидкости. Поддержание числа ходов погружного агрегата на
заданном уровне при ручном регулировании представляет значи
тельные трудности и требует постоянного внимания оператора
'	При автоматическом регулировании режима работы обеспе
чивается максимальная стабильность числа ходов погружные
агрегатов.
?	Подача жидкости погружными агрегатами измеряется с по-
мощью установки, описание которой дано выше. При э к силу ат а-
।	ции большого количества скважин эти замеры потребуют затраты
li	большого количества времени. Поэтому в ближайшем будущем
предполагается использовать для этой цели автоматические
дебитомеры с телеуправлением (после того как будет закончена
отработка нх).
Подача каждого из погружных агрегатов измеряется обычно,
один раз в сутки. Результаты его являются основным мерилом для
220
суждения об эффективности эксплуатации скважин. Если замер
показывает снижение подачи погружным агрегатом, необходимо
его повторить для подтверждения первого и лишь тогда делать
соответствующие выводы, проанализировав, параллельно, изме-
нение давления рабочей жидкости. При этом следует учитывать
замечания, сделанные в § 5 настоящей главы, о влиянии газо-
проявлений на подачу Погружного агрегата.
Небольшое и устойчивое снижение подачи в течение несколь-
ких дней происходит обычно вследствие износа рабочих органов.
Восстановление ее в этом случае достигается за счет увеличения
числа ходов погружного агрегата (при ручном регулировании —
прикрытием дросселя, при автоматическом регулировании — соот-
ветствующей настройкой изодромпого регулятора).
Резкое снижение подачи, сопровождаемое падением давления
рабочей жидкости, свидетельствует о неисправности погружного
насоса и необходимости его замены.
Расход рабочей жидкости также измеряется один раз в сутки
одновременно с измерением подачи погружных агрегатов. Как
правило, расход рабочей жидкости очень стабилен и измерение
его можно было бы производить 1—2 раза в недолю. Но величина
его нужна для вычисления подачи погружных агрегатов. Исклю-
чением является метод измерения при помощи одной мерной
емкости, когда подача погружного агрегата может быть опреде-
лена непосредственным измерением.
При автоматическом регулировании расход рабочей жидкости
измеряется и записывается на картограмму непрерывно. Опера-
тор, наблюдая периодически за картограммами, может судить о
стабильности режима работы погружных агрегатов н о харак-
тере отклонений от нормального режима, что не только облегчает
обслуживание установки, но и значительно улучшает контроль
за ее работой.
Основной причиной увеличения расхода рабочей жидкости
является износ рабочих органов гидравлического двигателя.
Происходит он очень медленно (в течение многих месяцев) и по-
этому необходимость в корректировке расхода рабочей
жидкости для поддержания заданного режима работы возникает
редко.
Повреждения погружного оборудования, вызывающие рез-
кое увеличение расхода рабочей жидкости, случаются сравни-
тельно редко. Выражаются они обычно в образовании трещин
или в поломках некоторых деталей гидравлического двигателя,
а также в образовании трещин в основной колонне насосных
Труб.
Контроль за качеством рабочей жидкости
Большое значение в условиях Бакинского нефтяного района
имеет постоянный контроль за качеством рабочей жидкости,
так как от него в значительной степени зависят срок службы
221
гидравлического двигателя и величина гидравлических потер/s ,*
в установке.
Опыт показал, что при нормальной эксплуатации очистных-
сооружений даже в зпмнее время качество рабочей жидкости из-
меняется незначительно, содержание механических примесей,
в рабочей жидкости находится обычно в пределах 0,5—1,5 г!л,
а содержание воды — в пределах 2—5%. Это подтверждается'
многочисленными анализами проб жидкости, взятых непосред-
ственно у силовых насосов и в резервуаре. Превышение приве-1
денных выше цифр, определенное анализом, обычно указывает
на нарушение правил эксплуатации очистных сооружений. В этих
случаях содержание механических примесей в рабочей жидкости
увеличивается иногда до 2—3 з/л, а содержание воды — до 10
и даже 15%.
Значительное увеличение содержания механических приме-
сей в рабочей жидкости не только вызывает ускоренный износ ра-
бочих органов гидравлического двигателя, но нередко является j
причиной парув1ения нормального режима работа ого вследствие 
заклинивания трущихся пар.
Если при температуре рабочей жидкости в 30—40° С содер-,
жанис воды в пределах 15% не оказывает существенного влия-
ния на ее вязкость, то при температуре в 5—10° С вязкость ра-
бочей жидкости существенно увеличивается с увеличением про-
центного содержания воды в ней.
Если нет явных нарушений режима эксплуатации очистных
сооружений, пробы рабочей жидкости для определения ее загряз-
ненности достаточно брать 2—3 раза в месяц.
Наиболее частыми причинами ухудшения качества рабочей
жидкости являются: 1) сокращение времени ее отстаивания; I
2) снижение температуры жидкости в резервуаре-отстийнике. ]
Как известно, отработавшая жидкость смешивается с про-.'
дукцией скважины и вместе с ней возвращается в резервуар-
отстойник. Часть ее сдается как товарная продукция. Сдача*
нефти производится один раз в сутки. Необходимо внимательно'
следить за тем, чтобы сдавалось количество нефти, равное добы-
тому (не больше), так как компенсация недобора нефти из сква-
жин за счет сдачи рабочей жидкости может нарушить нормаль-
ную работу гидропоршневой насосной установки, что ухудшит*
положение промысла по добыче нефти. .
Значительное сокращение объема жидкости, циркулирующей*
в системе установки, влечет за собой уменьшение времени отста-
ивания ее и, следовательно, ухудшение ее качества. В таких
случаях для восстановления нормальной работы установки не-
обходимо временно прекратить сдачу нефти и восстановить пер-
воначальный объем рабочей жидкости.
Время отстаивания рабочей жидкости может сократиться также j
в том случае, если к установке подключаются новые скважины,
а объем рабочей жидкости в отстойнике при этом не увеличивается.^
222
Поэтому необходимо следить, чтобы объем нефти в отстойнике
увеличивался своевременно и пропорционально дебиту нефти
подключаемых скважин.
В летнее время температура рабочей жидкости достаточно
стабильна. Небольшие изменения ее практически не влияют на
качество очистки рабочей жидкости. Зимой же диапазон изме-
нения температуры воздуха в Баку достигает большой величины
(примерно от —10° С до 4-20° С). При низкой температуре воз-
духа жидкость в отстойнике должна подогреваться. Необходимо
следить, чтобы была обеспечена своевременная и в достаточном
количестве водача пара для этой цели. Перебои в подаче пара
приводят к ухудшению качества рабочей жидкости, а загряз-
ненность рабочей жидкости водой, как было показано выше,
особенно нежелательна при низкой температуре ее.
Обслуживание установки
Наряду с контролем за параметрами и режимом работы уста-
новки оператор, обслуживающий ее, должен следить за состоя-
нием и исправностью оборудования, соблюдая правила эксплуата-
ции его.
Наибольшего внимания в настоящее время требуют силовые
насосы. Необходимо периодически проводить профилактический
осмотр их, особенно приводной части, открывая для этой цели
картер. При этом проверяется состояние подшипников и крепле-
ние всех соединоншт. Эта работа выполняется обычно слесарем-
механиком, для чего поочередно останавливаются все рабочие
насосы. Оператор же должен следить за тем, насколько нормально
работает насос. Если при работе насоса им замечен ненормальный
шум или стук, он обязан остановить насос, подключив вместо
него к магистральной линии резервный. Оператор должен по-
стоянно следить за нагревом картеров насосов, который может
сигнализировать о возникновении неисправностей, а также за
уровнем масла в картере (один раз в смену).
В гидравлической части насосов основное внимание должно
быть обращено иа состояние сальников и плунжеров. Поврежде-
ние или неправильная сборка их вызывают большие утечки ра-
бочей жидкости или перегрев и выход сальников из строя. За-
мена сальников производится оператором. На время ремонта
сальников вместо рабочего пасоса в систему подключается резерв-
ный насос.
Оператор следит также за исправностью всех приборов. Ремонт
и наладка приборов производятся работниками КИП.
Уход за наземвым оборудованием производятся в соответст-
вии с инструкцией ро эксплуатации. Наблюдение за работой по-
гружного оборудования возможно лишь при помощи приборов.
Вследствие того, что в групповой установке почти все наземное
оборудование, средства контроля и управления сосредоточены
223
в одном месте, обслуживание ее значительно облегчается. Но опе-
раторы, обслуживающие установку, должны пройти специаль-
ную подготовку, хорошо знать схему обвязки, устройство обору-
дования, правила его эксплуатации, правила техники безопас-
ности и пройти стажировку.
Эффективная работа установок может быть обеспечена в том слу-
чае, если не только операторы, но и руководство участков и про-
мыслов хорошо знает оборудование и особенности его эксплуа-
тации.
Если наземное оборудование хорошо доступно для осмотра
и ремонта, если оно сравнительно легко может быть заменено
резервным на время ремонта, то совсем иначе обстоит дело с по-
гружным оборудованием, работающим глубоко под землей. По-
этому эксплуатации погружного оборудования должно уде-
ляться особое внимание, начиная ужо со сборки, хранения и
транспортирования.
Особенно продуманно нужно выбирать режим работы погруж-
ного агрегата и не злоупотреблять возможностью легкого изме-
нения его. Чтобы своевременно определить отклонение от нор-
мальной работы погружного оборудования или его неисправность,
нужно научиться распознавать их по показаниям приборов.
В § 8 настоящей главы подробно рассматриваются возможные
•осложнения в работе установок, причины их и способы устра-
нения.
Время работы погружных агрегатов между подъемами,
причины подъемов и замена агрегатов
Любой ремонт погружного оборудования связан с остановкой
скважины. Поэтому естественно следует стремиться к максималь-
ному увеличению периода работы погружного агрегата между
подъемами (межподъемного периода). Однако в тяжелых усло-
виях Бакинского нефтяного района борьба за увеличение меж-
подъемного периода работы погружных агрегатов представляет
нелегкую задачу.
В подавляющем большинстве случаев подъем погружных аг-
регатов производился вследствие выхода из строя нагнетатель-
ных и, в особенности, всасывающих клапанов.
Однако анализ опытных данных показал, что около 25%
подъемов погружного оборудования были произведены при от-
сутствии дефектов в погружном агрегате. Снижение или даже от-
сутствие подачн в этих случаях было вызвано причинами, не за-
висящими от состояния погружных агрегатов. Часть этих подъ-
емов была произведена вследствие неопытности обслуживающего
персонала и несовершенства системы замеров. Но были и другие
причины, послужившие поводом для подъема погружных агре-
гатов. В целях выявления этих причин было организовано мно-
гократное эхометрирование скважин и улучшена система замеров
224
подачи. Эхометрированне показало, что в некоторых случаях
глубина динамического уровня в скважинах совпадала с глубиной
подвески погружных агрегатов, т, е. отбор жидкости насосами
превышал дебиты скважин. В таких скважинах глубина под-
вески погружных агрегатов увеличивалась.
В результате конструктивной доработки удалось добиться
прекращения преждевременного выхода из строя некоторых уз-
лов и деталей погружных агрегатов (например, узла гидро-
защиты, манжетных уплотнений) и добиться увеличения срока
службы клапанов. Однако срок службы клапанов нельзя еще
считать достаточным, и потому работа над ними с целью повы-
шения их работоспособности продолжается.
Вследствие разнообразия условий работы погружных агре-
гатов в различных скважинах даже одного промысла различны
и сроки службы клапанов, а также периоды работы погружных
агрегатов между подъемами. В табл. 7 для примера приведены
некоторые данные по условиям и показателям эксплуатации
нескольких скважин при помощи гидроноршпевых насосных аг-
регатов ГИН-3 в 1960 г.
Таблица 7
Наименование	Номера скважин				
	879	1621	4282	1334	76/114
Глубина подвески погружного агрегата, л*	 Глубина Динамического уровня, м	1931	2051	879	829	667
	1850	18S2	861	806	651
Рабочее число ходов погружного агрегата в минуту .........	25	45—50	50	45—50	50-55
Среднесуточная подача погруж- ного агрегата, м3/сутки ......	7	20—22	30—35	17	21—24
Коэффициент эксплуатации сква- жины 		0,99	0,98	0,96	0,97	0,93
Межремонтный период эксплуата- ции скважин, сутки		181	113	87	98	47
Межремонтный период эксплуата- ции скважины старым способом, сутки	 .	.	30	40	15,2	19	13,1
		(эрлифт)			
Из табл. 7 видно, что после перевода скважин па новый спо-
соб эксплуатации межремонтный период работы их увеличился
в несколько раз. Средний межподъемный период работы погруж-
ных агрегатов составлял в 1960 г. около 14 суток, а в первой по-
ловине 1961 г. — более 20 суток. Иногда мегкподъемный период
работы достигал нескольких месяцев. Максимальная величина
периода работы погружного агрегата между подъемами дости-
гала 6 месяцев (в скв. 879).
15 д. с. Кааан.
225
Из табл. 7 видно также, что, несмотря на сравнительно боль-
шое количество смен погружных агрегатов, ковффициенты экс-
плуатации скважин высокие. Объясняется это очень незначи-
тельными простоями скважин во время смены погружных агре-
гатов.
Средний межподъемный период работы погружных агрегатов
в скважинах глубиной около 1000 м промысла № 4 уже в период
освоения нового метода эксплуатации был равен среднему межре-
монтному периоду работы скважин, эксплуатируемых глубин-
ными штанговыми насосами, а в середине 1961 г. превысил его
вдвое.
Средний срок службы всасывающих и нагнетательных клапа-
нов достиг 20—30 суток, а среднее количество циклов, отработан-
ных всасывающими клапанами лучших конструкций, составляло
1—1,5 млн. Максимальное количество циклов, отработанных
всасывающим клапаном, превысило 3,5 млн.
Опыт показал, что, если на устья скважин установлены спе-
циальные мачты-подъемники, работы по замене вышедших из
строя погружных агрегатов могут почти полностью выполняться
одним оператором. В условиях Бакинского нефтяного района, ;
где требуется сравнительно частая смена погружных агрегатов, !
целесообразна установка мачт-подъемников на каждой скважине, '
эксплуатирующейся гидропоршневым насосным агрегатом, так •
как работы по демонтажу, перевозке и установке таких мачт на >
устье очередной скважины для проведения спуско-подъемных one- .<
раций довольно трудоемки. Операции по замене погружного
агрегата проводятся в следующем порядке. Погружной агрегат г
останавливается путем закрытия доступа к ному рабочей жвд~*
кости из магистрали высокого давления. Затем четырохходовом|
кран в головке устья скважины из положения «работа» ста-4
вится в положение «подъем», а напорная линия, идущая к сквач
жине, подключается к специальной линии, предназначенной дл.-if
проведения спуско-подъемных операций.	I
Не следует допускать больших пауз между остановкой по. 4
гружного агрегата и началом его подъема, так как в скважинах tя
пескопроявлснием это может повести к оседанию песка в жидкосткЛ
находящейся в кольцевом межтрубном пространстве, и пере*!
крытию им окон в седле агрегата. Паузы в 2—3 часа обычно на
вызывают таких осложнений.	И
Выпрессовка погружного агрегата из седла производится од<
ним силовым иасосом. Срыв погружного агрегата с посадочного
места происходит мгновенно при создании относительно иысс»
кого давления рабочей жидкости, действующего на агрегат сниз>}
Величина этого давления зависит от продолжительности работ. О
погружного агрегата в скважиие, глубины подвески и давлен»
рабочей жидкости при работе агрегата. Давление, необходим' и
для срыва, может составлять 40—120 кГ!слР. После срыва по
гружного агрегата давление резко падает. Для ускорения подъ
226
ема погружного агрегата обычно подключается второй силовой
насос. Скорости подъема и спуска погружного агрегата зависят
главным образом от скорости движения рабочей жидкости в тру-
бах, т. е. от се расхода. Однако иногда на величину скорости
влияют такие факторы, как дефекты труб (погнутость, вмятины,
местные сужения и т. п.) и наличие свободного газа в них. В за-
висимости от состояния колонны насосных труб, от кривизны
стволов скважин скорость спуска и подъема погружных агрегатов
в различных скважппах различна даже при одинаковых расхо-
дах рабочей жидкости (табл. 8). Однако в среднем, время, затра-
чиваемое на спуск или подъем погружного агрегата, как мы ви-
дим, невелико. Зная среднюю величину его при определенной
подаче силовых насосов, можно‘судить о продвижении погружного
агрегата в трубах. Это может понадобиться в том случае, если
погружной агрегат застрянет в какой-либо из труб, имеющей
дефекты. Правда, в этом случае давление рабочей жидкости обычно
увеличивается на 5—6 кГ/см2, но подъем давления не всегда ука-
зывает на остановку движения погружного агрегата. Подтверждс-
Таблица 8
Наименование	Номера скважин				
	879	1621	1292	1334	76/114
Глубина подвески седла, hi . .	1931	2051	879	829	667
Расход рабочей жидкости при спуско-подъемных операциях, л/сек ..............	2.8	2,8	2,8	2,8	2,8
Тип погружного агрегата . . .	ГИП з	ГИН-3	ГИН-3	ГИН-3	ГИН-3
Давление рабочей жидкости при спуске, кГ[см*		32	30	23	32	22
Давление рабочей жидкости при подъеме, кГ/см2		38	35	28	35	27
Время спуска, мин ......	33	32	15	18	11
Время подъема, мин		38	38	20	25	15
Средняя скорость спуска, м/сек	0,97	1,07	0,97	0,77	1,0
Средняя скорость подъема, м/сек 			0,85	0,9	0,73	055	0,74
Разность между средней ско- ростью движения жидкости в ко- лонне труб и скоростью спуска агрегата, т/сек .........	4-0,03	+0,13	+0,03	-0,17	+0,06
Разность между средней ско- ростью движения жидкости в ко- лонне труб и скоростью подъема агрегата,м/сек .........	—0,09	-0,04	—0,21	-0,39	—0,2
Разность между давлением ра- бочей жидкости при подъеме и ври спуске погружного агре- гата, кГ/смъ ..........	6	5	5	3	5
15*
227
Рис. 70. Смена логруишого агрегата.
нием задержки агрегата и должно служить контрольное время
спуска или подъема. Если по истечении этого времени погружной
агрегат нс приходит на место, принимаются меры для проталки-
вания его. Наилучшим средством для этого является увеличе-
ние расхода рабочей жидкости.
Давление рабочей жидкости, необходимое для подъема и
спуска погружного агрегата, составляет всего лишь несколько
атмосфер. Обычно большая часть давления, создаваемого сило-
выми насосами, затрачивается на преодоление гидравлических
сопротивлений в трубах и разности весов столбов воды и нефти.
При подъеме погружного агрегата стрелки максимальных
контактов электроконтактных манометров силовых насосов уста-
навливаются на давлении, превышающем на 10—15 кГ/см* уста-
новившееся давление рабочей жидкости. После этого оператор
может не следить внимательно за подъемом погружного агрегата.
Поднявшись до головки устья скважины, агрегат захватывается
ловителем и преграждает выход рабочем жидкости, давление
ее поднимается, и замкнувшиеся контакты манометров через
промежуточные реле выключают электродвигатели силовых на-
сосов.
Смена погружного агрегата может быть произведена одним
человеком (рис. 70). Лишь для подноски погружного агрегата
от машины к устью скважины и обратно требуется помощь вто-
рого рабочего. Прежде чем открывать устье скважины для извле-
чения погружного агрегата, оператор закрывает вентили на на-
порной и выкидной линиях во избежание поступления из них
жидкости к открытому устью (если они имеют участки, распо-
ложенные на более высоких геометрических отметках, чем устье
скважины), затем поворачивают четырехходовой кран в поло-
жение «открыто», вследствие чего сообщается верхняя часть ко-
лонн насосных труб с затрубным пространством скважины (для
слива небольшого количества жидкости, которая вытесняется
из труб после снижения в них давления до атмосферного). В это
время мачта-подъемник подготавливается к извлечению лови-
теля с погружным агрегатом.
Когда при проверке (с помощью пробного краппка) оператор
убеждается в отсутствии избыточного давления в головке устья,
он открывает устье и при помощи полиспаста извлекает неисправ-
ным погружной агрегат из скважины, вместо него сбрасывает но-
вый, закрывает устье скважины, ставит четырехходовой кран
в положение «спуск-работа» и открывает вентили на напорной и
выкидной линиях. Вся операция по замене погружного агрегата
занимает 10—15 мин. (без спуска и подъема). Теперь он готов
к спуску. Остается лишь включить силовые насосы.
Пуск и наладка работы погружного агрегата были описаны
выше.
229
Режим работы погружных агрегатов в скважинах
различной глубины
Гидропоршневые насосные агрегаты применяются в настоящее
время в Бакинском нефтяном районе для эксплуатации скважин
глубиной 675—2300 м с динамическими уровнями жидкости
в них 650—1900 м.
Правильный подбор гидропоршневых насосных агрегатов для
эксплуатации скважин в бакинских условиях имеет особенно важ-
ное значение, поскольку здесь требуется специальная подготовка
рабочей жидкости. Поэтому всегда нужно стремиться к максималь-
ному сокращению расхода рабочей жцдкости на 1 m добытой
жидкости, т. е. к минимальному возможному значению отноше-
ния расхода рабочей жидкости к подаче погружного насоса •
Ограничивается это стремление предельным значением давле-
ния рабочей жцдкости, создаваемого силовым насосом и соста-
вляющего около 150 кГ/см?. Величина давления рабочей жцд-
кости определяется, как известно, не только глубиной динами-
ческого уровня и соотношением площадей поршней насоса и гид-
равлического двигателя, но также числом ходов погружного аг-
регата, общей длиной и диаметрами напорной и выкидной линий,
включая длину колонны насосных труб в скважине, вязкостью
нефти, степенью обводненности скважины. При подборе обо-
рудования необходимо учитывать влияние всех этих факторов.
Таблица 9
Наименование	Номера скважин				
	879	1G21	1292	1334	76/114
Динамический уровень, ль . .	1850	1882	861	806	651
Глубина подвески седла, л» . .	1931	2051	879	829	£67
Содержание воды, %	.	55	80	87	86	86
Газовый фактор, л&/т нефти	170	90	6	90	46
Тип погружного агрегата . . .	ГИН-2	гин-з	ГИН-З	гин-з	ГИН-З
Число ходов агрегата в минуту	25	40	55	45	50
Подача погружного агрегата, ль?/сутки 			7	22	33	17	21
Расход рабочей жидкости, льР/сутки 		31	51	81,5	59	73
Коэффициент подачи .....	0,5	0,89	0,8	0,5	0,56
Коэффициент расхода рабочей жидкости		0,85	1,03	1,02	0,9	1
fj Отношение ~q~	.	...	4,43	2,23	2.47	3,47	3,46
Давление, создаваемое силовым насосом, кГ/слл* 		90—95	140—145	80—85	75—80	78—85
230
Насколько отличаются значения давления, создаваемого сило-
выми насосами при работе гидропоршиевых насосных агрегатов
в различных скважинах, показано в табл. 9.
Данные, приведенные в табл. 9, свидетельствуют о том, что
для большинства скважин наблюдаются неоправданно большие
значения отношений q/Q при небольших значениях давления ра-
бочей жидкости. Поэтому проводится подготовка агрегатов
с поршнем насоса диаметром 38 мм. Замена агрегатов ГИН-З
на новые позволит значительно уменьшить отношение q!Q, т. е.
уменьшить расход рабочей жцдкости. Новые агрегаты будут
также иметь более высокие коэффициенты подачи. Сравнительно
низкие значения коэффициентов подачи в некоторых скважинах
указывают не только на влияние газа, но и на необходимость ре-
гулирования опережения (см. данные для скв. 1621 и 1334)-
Пельзя- забывать о сезонных изменениях давления рабочей
жидкости, связанных с изменением ее температуры и вязкости.
Как показал опыт, разница в давлении, создаваемом силовыми
насосами зимой и летом при работе гидропоршиевых яасосных
агрегатов в некоторых скважинах глубиной около 2000 м, дости-
гает иногда 15—20 кПсм*.
Эксплуатация обводненных скважин
Основные осложнения при эксплуатации сильно обводненных
скважин возникают вследствие ускоренного износа рабочих ор-
ганов насосной части погружного агрегата. Если для такой ра-
бочей пары, как цилиндр и поршень насоса, найден способ пред-
охранения от износа при помощи смазки ее под давлением рабо-
чей жидкостью (гидрозащита), то клапаны насоса работают в об-
водненных скважинах в исключительно тяжелых условиях.
Осложнения при эксплуатации обводненных скважин возможны
также в зимнее время, если температура воздуха опускается
значительно ниже нуля, а установка по каким-либо причинам
остановлена на длительное время и в обвязке нс предусмотрена воз-
можность спуска воды. Об этой возможности необходимо помнить
при монтаже обвязки и прокладке выкидных линий. Если монтаж
выполнен правильно, то при эксплуатации установки не будут
возникать осложнения, тем более что температура воздуха в Баку
ниже нуля опускается редко и на сравнительно короткий Срок.
Опыт эксплуатации обводненных скважин гпдропоршневыми
установками в течение нескольких лет показал, что климатиче-
ские условия Баку позволяют осуществлять ее даже без утепле-
ния трубопроводов.
Борьба с вредным влиянием газа
Коэффициент наполнения и подача глубинных поршневых на-
сосов в значительной степени зависят от содержания свободного
газа в откачиваемой жидкости. Отрицательное влияние газа тем
больше, чем больше вредный объем в насосе. Вследствие большого
231
вредного объема в штанговых глубинных насосах коэффициент
подачи их при работе в некоторых бакинских глубоких скважи-
нах с большим газовым фактором составляет вбсго лишь 0,3
Правда большинство скважин старых бакинских месторождений
имеет небольшие газовые факторы. Одиако и в них весьма заметно
отрицательное влияние газа.
Вредный объем в насосах гидропоршневых агрегатов значи-
тельно меньше, чем в насосах штанговых. Но и здесь необходимо
принимать все возможные меры против вредного влияния свобод-
ного газа. Наиболее простым и действенным средством является
возможно большее погружение агрегатов под динамический уро-
вень. Но, к сожалению, в бакинских условиях это не всегда
возможно, так как во многих скважинах динамические уровни 
очень низкие, а спуск погружных агрегатов ниже фильтров сква-
жин невозможен из-за опасности прихвата. В настоящее время
глубина погружения под динамический уровень составляет 15—
200 м.
Положительные результаты может дать применение газовых
якорей. Но пока что опыта применения их нет.
Изменение характеристик скважин
В последние годы на ряде старых месторождений Баку на-
блюдается сравнительно быстрое изменение характеристик сква- •
жин, требующее существенного изменения режима их эксплуа-
тации. Это обстоятельство нужно обязательно учитывать при
внедрении способа эксплуатации нефтяных скважин при помощи
гидропоршневых установок. Дело в том, что по некоторым место-
рождениям отмечается снижение пластового давления и падение
динамического уровня жидкости в скважинах. На некоторых
месторождениях с применением вторичных методов эксплуатации
нередко происходит обводнение скважнн, и тогда возникает не-
обходимость форсировать откачку жидкости из лих. Как в пер-
вом, так и во втором случаях требуется увеличение мощности
погружного агрегата и иногда значительное. Поэтому прежде,
чем оборудовать ту или иную скважину, необходимо оценить ее
состояние, возможные перспективы эксплуатации в ближайшие
годы и наличие в резерве гидропоршневых насосных агрегатов
с новыми более высокими параметрами.
Причины и особенности подземных ремонтов
При переводе скважин, эксплуатировавшихся ранее глубин-
ными штанговыми насосами, на эксплуатацию гцдропоршнсвыми
насосами агрегатами обычно резко сокращается количество под-
земных ремонтов (см. табл. 7). Возможности гидропоршневых
установок позволяют еще больше увеличить межремонтный пе-
риод работы скважин. Но для этого нужно устранить хотя бы
232
часть причли, вызывающих подземные ремонты. Каковы же эти
причины? Если не учитывать небольшое количество случайных
причин, таких как заводской браг? труб или необходимость из-
влечения из колонны труб предметов, причины подземных ре-
монтов можно разбить на две основные группы: 1) выход из строя
седла погружного агрегата; 2) образование в скважине песчаной
пробки или необходимость проведения в ней мероприятий, наме-
ченных геологами (кислотная обработка, дострел и т. п.).
Количество подземных ремонтов, являющихся следствием вы-
хода нз строя седел погружных агрегатов, по-видимому может
быть значительно уменьшено за счет улучшения конструкции
седла. Чаще всего в седле погружного агрегата выходит из строя
обратный клапан. Происходит это обычно в том случае, если свое-
временно не обнаружен промыв всасывающего клапана. В резуль-
тате подача погружного агрегата снижается, но иногда не в очень
большой степени, вследствие того, что после промыва всасываю-
щего клапана его функции, хотя и неполно, начинает выполнять
обратный клапан седла. Следствием является постепенный выход
ого из строя и необходимость в подземном ремонте для замены
обратного клапана. В настоящее время ведутся работы по созда-
нию такого обратного клапана, который бы выполнял только
свои функции. Срок службы таких клапанов будет очень большим.
Другим решением является установка последовательно двух
всасывающих клапанов и своевременная замена вышедших из
строя клапанов.
Ведется также разработка вставного обратного клапана, ко-
торый можно будет извлекать на поверхность при помощи троса.
Значительно реже причиной выхода из строя седла является
потеря герметичности резьбовыми соединениями. Вызывается
она, как правило, некачественным изготовлением или небрежной
сборкой.
Как видно, причины подземных ремонтов, вошедшие в первую
группу, вполне устранимы. Причины же, отнесенные ко второй
группе, могут быть устранены лишь частично, а в некоторых слу-
чаях вообще не могут быть устранены. Основным средством,
затрудняющим возникновение этих причин, является разра-
ботка и соблюдение рационального режима эксплуатации сква-
жин. Особое внимание необходимо обратить на плавный пуск
их после длительных остановок.
Немалую роль в борьбе с образованием пробок имеет правиль-
ный выбор глубины подвески погружного агрегата и места забора
жидкости из скважины. Отбор жидкости непосредственно из зоны
фильтра и стабильный режим откачки ее существенно уменьшают
возможность образования пробок в скважине»
Подземный ремонт скважин, эксплуатирующихся гидропорпг-
невыми насосными агрегатами, имеет свои особенности. Прежде
всего необходимо учитывать, что при любом подъеме труб про-
исходит потеря жидкости, содержащейся в них. Правда, вытекает
она в скважину. Поскольку в колоннах насосных труб содержится;
обычно несколько тонн нефти, то перед началом подъема труб'
эта нефть вытесняется в наземный резервуар при помощи водьц
закачиваемой силовыми насосами.
В подавляющем большинстве случаев при подземных ремонтах
скважин требуется лишь подъем центральной колонны насосных
труб, т. е. труб с седлом погружного агрегата.
Перед подъемом труб выполняются следующие подготовитель-
ные работы: 1) извлечение из скважины погружного агрегата;
2) замена нефти, находящейся в колоннах труб, водой; 3) снятие '
манометров с устьевой головки; 4) передача скважины бригаде
подземного ремонта с подробным заданием.
Подъем и спуск труб в скважину должен производиться обн- ,
зательно при наличии установленного индикатора веса. Необ-
ходимо помнить, что центральная колонна насосных труб несет
значительную дополнительную нагрузку от давления столба
жидкости в трубах до тех пор, пока манжетное уплотнение седла
погружного агрегата не будет приподнято над посадочным местом
в хвостовике конуса. После выхода манжет из цилиндрической рас-
точки жидкость из насоспых труб через хвостовик с большой ско-
ростью устремляется в скважину. Поэтому начало подъема
центральной колонны труб нужно производить осторожно, наблю-
дая за показаниями индикатора веса.
Трубы во избежание повреждения лучше поднимать по одной.
Нпжняя часть седла, где находится обратный клапан, разбирается,
очищается от песка и грязи и проверяется на герметичность.
Если есть подозрения на негерметичность резьбовых соединений’
в корпусе седла, то оно отправляется в мастерскую для проверки
и заменяется другим.
Опыт показал, что если при оборудовании скважины прием-
ный хвостовик спускается до зоны со фильтра, осуществляется
плавный пуск скважины и поддерживается стабильный режим,
ее эксплуатации, то образование песчаной пробки происходит
очень медленно и мощность ее не достигает большой величины.
Такая песчаная пробка обычно размывается потоком жидкости,'!
устремляющимся в скважину при подъеме центральной колонны*
труб, и вместе с ней поглощается пластом. В таких случаях после!
подъема труб и измерения глубины забоя песчаной пробки, за-J
крывающей фильтр, обычно не находили, хотя по всем призна-1
кам при эксплуатации скважины она была. Следовательно, пр-и|
оборудовании и эксплуатации скважин в соответствии с указан^
ными выше рекомендациями промывка песчаных пробок можем
производиться без подъема труб после переоборудования хвон
стовика седла. Для этой цели достаточно на 5—10 мин. приподнять^
на 1—2 м центральную колонну насосных труб.
При образовании более мощных песчаных пробок в некоторых!
случаях удавалось производить обратную их промывку без подъ-
ема труб. Вода вакачивалась в скважпну по обсадной колонне.!
а поднималась по колоннам насосных труб, пройдя через обрат-
ный клапан седла. При такой промывке сразу же после прекра-
щения циркуляции воды в скважине необходимо возобновить ее
в колоннах насосных труб для выноса на поверхность песка, взве-
шенного в воде, и для предотвращения оседания его.
Перед обратным спуском в скважину поднятых труб централь-
ной колонны их нужно снова прошаблонировать, так как во время
подъема и отвинчивания иногда происходит повреждение отдель-
ных труб (смятие, изгиб). Посадка центральной колонны труб
снова производится по индикатору веса согласно инструкции,
так как при любом повторном спуске ее возможно удлинение
или укорачивание колонны в результате различной степени за-
тяжки резьбовых соединений, а иногда из-за случайностей. При
замене одной или нескольких труб на новые общая длина колонны
не должна изменяться.
Если при подземном ремонте скважины поднимаются обе ко-
лонны насосных труб, перед подъемом наружной колонны (пер-
вого ряда) насосных труб на колонном фланце и нижнем фланце
катушки, к которой подвешена эта колонна, делаются метки для
того, чтобы при обратном спуске колонны катушку можно было
установить в прежнем положении. Если этого не сделать, то от-
верстия для болтов в верхнем фланце катушки займут новое
положение, вследствие чего напорную и выкидную линии трудно
будет подсоединить к головке устья.
В том случае, когда ремонт скважины вызван негерметичностью
труб центральной колонны, для облегчения поиска негерметичиого
места можно в колонну, заполненную водой (в седло), сбросить
заглушку, которая закроет выход жидкости в нижней части ко-
лонны. При подъеме колонны все трубы, расположенные выше
места утечки, будут свободными от жидкости, а ннжерасполо-
женные трубы будут с водой.
После окончания ремонта и подключения напорной линии Ко-
лоппы труб промывают от песка и грязи, попавших в трубы
в процессе ремонта, заполняют водой и проверяют на герметич-
ность. Лшпь после этого вода в трубах заменяется нефтью.
При хорошей организации работ подземным ремонт скважин
с глубиной подвески погружных агрегатов в 2000 м при подъеме
одной колонны насосных труб длится не более суток.
На промысле № 4 в 1961 г. средний межремонтный период
работы скважин, оборудованных гидропоршневыми агрегатами,
составил 270 суток, в то время как средний межремонтный период
остальных скважин составляет 15 суток.
Техническая документация
Весьма большое значение имеет учет работы оборудования
и скважин. Хорошо налаженный учет способствует ие только по-
вышению эффе1?тивности эксплуатации скважин, но также и улуч-
235
шснию показателей работы оборудования установки. Он помо-
гает установить оптимальные режимы работы агрегатом в специ-
фических условиях, характерных для тех или иных скважин,
позволяет выявить наиболее слабые узлы оборудования, требую-
щие доводки. Особенно важно это в начальный период внедрения,
когда еще не полностью известны все особенности эксплуатации
скважин гидропоршневыми насосными агрегатами, не полностью
выявлены возможности, достоинства и недостатки нового обо-
рудования.
В специальных журналах по всем скважинам, эксплуатирую-
щимся гидропоршневыми установками, ежедневно регистри-
руются показатели их работы: число ходов погружного агрегата,
давление и расход рабочей жидкости, подача погружного агре-
гата, коэффициенты подачи и расхода рабочей жидкости*
Любой из гидропоршневых насосных агрегатов, как правило,
работает в нескольких скважинах, так как несколько раз под-
вергается текущему ремонту, после которого может быть спущен
в любую скважину, эксплуатируемую однотипным агрегатом.
Поэтому учет работы погружных агрегатов ведется отдельно-
Каждый из погружных агрегатов имеет свой номер и потому
проследить за работой их нетрудно.
Опыт показал, что в результате анализа таких данных легко
определяются наиболее слабые места погружных агрегатов, тре-
бующие первоочередной доработки и усиления.
Транспортирование и хранение агрегатов
Нередки случаи, когда неполадки в работе гидропоршневых
насосных агрегатов вызываются несоблюдением правил транспор-
тирования и хранения их.
На складе оборудование должно храниться в упаковке завода-
изготовителя. Вскрывать ее следует лишь перед вводом погруж-
ных агрегатов в действие, и не нарушая при этом комплект-
ности.
При длительном хранении уже работавших погружных агре-
гатов рабочие органы их должиы быть смазаны машинным маслом,
а наружная поверхность — антикоррозионной смазкой, окна
н отверстия должны быть закрыты.
Особое внимание нужно обращать на сохранность резиновых
деталей, строго соблюдая все правила их хранения, указанные
в технических условиях. После длительного хранения нужно обя-
зательно проверять состояние резиновых деталей и заменять
детали, физические свойства которых ухудшились.
Наибольшее количество повреждений (изгиб, поломки) по-
гружных агрегатов происходит при перевозке их из мастерской
на скважины в результате несоблюдения правил транспортиро-
вания.
Погружные агрегаты следует перевозить в специальных ко-
жухах, с соблюдением осторожности при погрузке и разгрузке их.
236
О технике безопасности
При монтаже и эксплуатации гидропоршневых насосных ус-
тановок выполняются правила техники безопасности, действую-
щие па нефтяных промыслах при подготовительных н монтажных
работах, производстве подземных ремонтов скважин, при мон-
таже и эксплуатации электросиловых установок. Строительство
и монтаж насосных станций производятся в соответствии с нор-
мами и правилами техники безопасности для нефтяных насос-
ных станций. Все электрооборудование, устанавливаемое в на-
сосной, должно иметь взрывобезопасное исполнение. Светильники
устанавливаются водопыленепроницаемые. Машинный зал дол-
жен иметь хорошую вентиляцию.
Помимо общих правил техники безопасности при эксплуата-
ции гидропоршневых насосных установок, необходимо соблюдать
ряд специфических правил безопасности, разработанных для
них.
Персонал, обслуживающий установки, должен твердо знать
их и не может допускаться к работе без экзамена. Новые работ-
ники обязательно должны проходить стажировку, так как работа
оператора требует определенного навыка и хорошего знания
установки.
§ 7.	ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВОК НА НЕФТЯНЫХ ПРОМЫСЛАХ
БАШКИРИИ
Особенности восточных нефтяных районов Советского Союза
и характеристики скважин
К. 1961 г. среди всех восточных нефтяных районов Советского
Союза опыт эксплуатации скважин гидропоршневыми насосными
агрегатами имелся лишь на некоторых нефтяных промыслах
Башкирии. Накоплен оп при эксплуатации нескольких десятков
скважин па различных промыслах НПУ Туймазанефть и Ок-
тябрьскнефть. Поэтому в настоящем разделе мы рассмотрим осо-
бенности эксплуатации гидропоршневых насосных установок
именно на нефтяных промыслах Башкирии. Но, поскольку ос-
новные особенности крупных нефтяных месторождений Башки-
рии являются типичными для восточных нефтяных районов Со-
ветского Союза, опыт применения на них гидропоршневых на-
сосных установок можно будет распространить и на другие ме-
сторождения.
Выше было показано, что в условиях восточных нефтяпых
районов при редкой сетке скважин наиболее целесоЬбразно при-
менение индивидуальных гцдропоршяевых насосных установок.
Но особенности этих нефтяных районов, определяющие выбор
схемы установки и типа оборудования, в еще большей степени
проявляются при эксплуатации установок. Напомним наиболее
важные из этих особенностей: 1) очень небольшое содержание
237
механических примесей в добываемой жидкости; 2) ОрИЖЯТОЛЬ®
небольшая обводненность большинства скшпкии О длина
стадии разработки месторождений;
3) сра внмтел ь по л ы со к к
динамические уровни жидкости в скважинах в результате npj
менения заводнения; 4) хорошее состояние эксплуатационно
колонн большинства скважин, Tait как срок службы их новели*
5) большое содержание парафина в нефти, затрудняющего эк
плуатацию скважин, вследствие отложения ого на стенках ли]
товых труб при подъеме нефти на поверхность; 6) суровый kjii
мат. В этом перечне лишь два последних пункта являются обыч!
причиной осложнений при эксплуатации скважин. Все же остал
ные создают благоприятные условия для эксплуатации их.
Проблема борьбы с отложениями парафина на стенках лифтовь
труб является одной из наиболее трудных и дорогостоящих в во
точных нефтяных районах Советского Союза при эксплуатади
скважин любым способом (включая фонтанный). Однако, как бу
дет показано ниже, применение для эксплуатации скважин гир
ропоршневых насосных установок позволяет решать се легко
Наибольшее промышленное значение в Башкирии имеют де
венские нефтяные месторождения. А именно эти месторождение
и дают нефть с высоким содержанием парафина. Следовательно
решение проблемы борьбы с отложениями парафина в лифтовьс
трубах при механизированном снособе добычи позволит в боль
ших масштабах уменьшить затраты тяжелого физического труд
и простой скважин, повысить их коэффициент эксплуатащи
и снизить себестоимость добытой нефти.
Примечательно, что вязкость нефти девонских месторождени!
невысокая даже при сравнительно низкой температуре. Это по
зволяет избежать больших гидравлических потерь в систем'
гидропоршиевых насосных установок в зимнее время года.
Но в Башкирии, кроме девонских, имеются и угленосные ме
сторождения, дающие нефть с меньшим содержанием парафина
но большой вязкости. Эти скважины также с успехом могут экс
плуатиров атъея гидропоршневыми насосными агрегатами.
Если классифицировать скважины по дебитам, то подавляю
щее большинство скважин имеет добиты, измеряемые десяткам!
кубических метров в сутки, т. е. дебиты, подходящие для экс
плуатации скважин гидропоршневыми насосными агрегатам]
«свободного» типа.
•В перспективе гидропоршневыми насосными установкам!
в Башкирии могут быть оборудованы тысячи скважин. Сред]
них может быть немалое количество скважин с обсадными 5 ]
4" колоннами, а также скважины направленные. Уже сейчас!
имеется опыт эксплуатации сильно искривленных скважин, а также]
скважин с обсадной 5" колонной.
В табл. 10 даны характеристики нескольких типичных сква-
жин Туймавинского месторождения, эксплуатирующихся гидро-
поршневыми насосными установками.
238
Таблица 10
Наименование	Номера скважин					
	400а	644	1379	705	1434	651
Эксплуатационный горизонт . . .	С2П	D—1	czn	с?	D—II	D—1
Диаметр обсадной колонны, дюймы	8	6	6	6	6	6
Глубина искусственного забоя, м	1091	1588	1100	1601	1919	1589
Статический уровень, л* .... Возможный отбор жидкости,	400	220	536	523	—	—
vi!сутки 		14	15	18	26	17,4	23
Содержание воды, % 	 Содержание механических приме-’	0,1	40	0	5	35	0
сей, % по весу	 Вязкость добываемой нефти, ВУ°	0,01	0,04	0,008	0,05	—	.—
	7,36	1,8	5,9	6,3	3,5	1,8
Удельный вес добываемой нефти	0.89	0,852	0889	0,9	0,851	0,85
Газовый фактор, л*8/т нефти . .	18	60	10	7	—	—
Содержание парафийа, % ....	2,95	4,8	4,15	4	4,5	5
Индивидуальные установки
Описание индивидуальной гидропоршневой установки, пред-
назначенной для эксплуатации нефтяных сква?кин Башкирии,
было дано выше. Установки эти очень просты. Оборудование
ими скважин существенно изменяет облик промыслов. Силовой
агрегат устанавливается на некотором расстоянии от устья сква-
жины в будке из гипсовых плит. На устье же скважин монти-
руется небольшая головка. И это — все новое оборудование,
которое заменяет громоздкий станок-качалку, устанавливаемый
в непосредственной близости от устья скважины при эксплуата-
ции ее штанговым глубинным насосом.
Вследствие того, что подземный ремонт скважин, эксплуати-
рующихся гидропоршневыми насосными агрегатами, бывает
редко, проводить его целесообразно при помощи передвижного
подъемного агрегата с вышкой, не устанавливая эксплуатацион-
ные стационарные вышки. Отсутствие над устьем скважины
вышки и станка-качалки совершенно преображает внешний вид
промысла. Из громоздкого оборудования на поверхности сохра-
няются от старых установок лишь мерники и трапы. Общий вид
гидропоршневой насосной установки, применяемой для эксплуа-
тации одной из скважин НПУ Туймазанефть, показан на рис. 71.
Отсутствие вышек на некоторых скважинах, эксплуатируемых гид-
ропоршневыми насосными установками, не вызывает осложнений
при их эксплуатации. Известно, что в Башкирии зимой в резуль-
тате метелей нередки случаи пробоя изоляции электродвигателей
станков-качалок, установленных открыто.
Небольшие габариты силового оборудования гидропоршневой
насосной установки позволяют полностью защитить его от дей-
239
ствия атмосферных осадков. Будки, закрывающие силовое обо-
рудование, значительно облегчают обслуживание установок в пло-
хую погоду (особенно в зимние месяцы). Как показал опыт, зи-
Рпс. 71. Действующая индивидуальная гидропоршневая насосная установка
иа одной нз скважин НПУ Туймазанефть.
мой температура воздуха в будках работающих установок обычно
намного выше температуры внешней среды, что облегчает кон-
троль за работой оборудования и уход за ним.
Контроль параметров
Контролю подложат тс же параметры, что и в описанных
нами выше групповых установках. Однако в условиях промыслов
Башкирии к контролю этих параметров могут применяться ме-
нее жесткие требования. Наибольшего внимания требуют такие 
параметры установки, как число ходов погружного агрегата >
и давление рабочей жидкости, создаваемое силовым насосом.
К сожалению до настоящего времени не созданы автоматические .
регуляторы режима работы индивидуальных установок в условиях •
Башкирии. Между тем число ходов погружного агрегата является
основным показателем для контроля за режимом его работы при ,
ручном регулировании. В условиях Башкирии контроль за чис-
лом ходов погружного агрегата и регулирование режима его
работы производится периодически — обычно два-три раза
в вахту при посещении оператором установки во время обхода
240
им своего участка. В случае отклонения режима работы погруж-
ного агрегата от заданного, восстановление ого производится при
помощи дросселя с ручным управлением, установленного на ли-
пин для стравливания излишка рабочем жидкости. Обычно за
то время, что установка работает без наблюдения расход рабочей
жидкости, стравливаемой через дроссель, уменьшается и число
ходов погружного агрегата увеличивается. Поэтому оператору
приходится уменьшать число ходов погружного агрегата. Не-
редко наблюдаются случаи, когда операторы, стремясь умень-
шить объем работы во время своего дежурства, самовольно пол-
ностью закрывают дроссель, заставляя тем самым погружной
агрегат работать с максимальным числом ходов вместо расчетного
режима. При ограниченном дебите скважины это приводит к зна-
чительному снижению коэффициента наполнения погружного
насоса и частичной работе его вхолостую. Результатом таких
действии является ускоренный износ и выход из строя погруж-
ного агрегата.
На скважинах девонских месторождений проверяется содер-
жание парафина в рабочей жидкости, которое не должно превы-
шать установленного значения. Если разгазирование и отстаивание
нефти, поступающей из скважины, недостаточно, то содер-
жание парафина в рабочей жидкости увеличивается. В этих слу-
чаях отмечается отложение парафина на стенках подъемных
труб, вызывающее осложнение эксплуатации.
Обслуживание установок
Гидропоршпевые насосные установки обслуживаются опе-
ратором наравне с другими установками для эксплуатации сква-
жин, имеющимися на участке. Оператор должен пройти специаль-
ную подготовку и инструктаж. При посещении установки во
время обхода участка в любую вахту оператор проверяет состоя-
ние наземного оборудования, режим работы погружного агре-
гата и давление рабочей жидкости. В это время проводится про-
филактический уход за оборудованием и принимаются меры по
поддержанию чистоты. В дневную вахту оператор также изме-
ряет подачу погружного агрегата, а в некоторых случаях по
указанию начальника участка — расход рабочей жид кости или
отбирает пробы рабочей жидкости.
В зимнее время работа оператора на промыслах Башкирии
обычно осложняется из-за метелей или глубокого снега. Однако
для гидропоршневых насосных установок глубокий снег может
быть даже полезным, так как он утепляет обвязку и будку с обору-
дованием. Уход за оборудованием в будке значительно легче, чем за
станками-качалками. Многие гпдропоршневые насосные установки
успешно работали при температуре наружного воздуха около
минус 50° С зимой 1958—1959 гг., когда остановилось большин-
ство скважин, оборудованных станками-качалками. Но во время
16 А. С. Казан.	241
заносов оператор особенно тщательно должен следить за венти-
ляцией будки.
В зимние месяцы особое внимание нужно уделять исправности
манометрической защиты, предупреждать возможность замер-
зания жидкости в гибком шланге, соединяющем электроконтакт-
ный манометр с силовым насосом. Выход защиты из строя может
повести к аварии.
Зимой, во время длительных перерывов в работе установок,
эксплуатирующих обводненные скважины, необходимо своевре-
менно принять меры против замерзания воды, находящейся
в оборудовании или в обвязке.
Межподъемный период работы погружных агрегатов
Погружные агрегаты, работающие на нефтяных промыслах
Башкирии, требуют значительно меньше внимания, чем агрегаты,
работающие на промыслах Баку. Срок службы погружных аг-
регатов в условиях Башкирии намного превышает срок службы <
их в Баку.
В 1959 г. средний межподъемный период работы по всем сква-«
жинам НПУ Туймазанефть, оборудованным гидропоршневыми
установками, составлял 125 суток, в то время как средний меж-
ремонтный период работы таких же скважин, оборудованных
штанговыми глубинными насосами, составлял 50 суток. В не-
скольких скважинах межподъемный период работы погружных
агрегатов составляет более года, а в некоторых достиг полутора
и почти двух лет (скв. 1378). Столь большой межподъемный не-,
риод работы погружных агрегатов позволяет в некоторых слу-i
чаях планировать подъем их для профилактического осмотра;
и ремонта на теплое время года, когда спуско-подъемные опера-
ции особенно легко выполнить. В зимние месяцы количество-
смен насосов можно свести к минимуму, существенно облегчив'
тем самым условия труда на промыслах. Редкие и быстрые смены-
погружных агрегатов дают возможность до минимума свести'
простои скважин, добившись тем самым очень высокого коэффи-
циента эксплуатации их.
Разница в сроке работы без подъема штанговых насосов i
гидропоршневых насосных агрегатов, как мы видели, весьм;
существенна. Она может быть еще больше увеличена после дс
работки некоторых узлов гидропоршневых насосных агрегато
и повышения качества их изготовления и сборки. Это можно п<
казать на примере роста среднего межподъемного периода работ
погружных агрегатов в первые годы внедрения ио мере доработк
отдельных узлов их. Так, еслп в 1958 г. средний межподъемны
период работы составлял 92 суток, то в 1959 г. — 125 суток
в 1960 г. — 159 суток.
Как показал опыт, срок службы подвижных и неподвижны
уплотняемых соединений погружных агрегатов измеряется г(
242
дамп. Срок службы всасывающих клапанов также измеряется
годами, а нагнетательных клапанов — месяцами. Нагнетатель-
ные клапаны с пружинной нагрузкой нередко работают значи-
тельно больше года.
Порядок замены погружных агрегатов такой же, как и в Ба-
кинском нефтяном районе (см. § 6 настоящей главы). Однако про-
ведение спуско-подъемных операций в индивидуальных установ-
ках -протекает значительно медленнее, чем в групповых и иногда
сопровождается осложнениями, так как подача силовых насо-
сов небольшая и не обеспечивает достаточно высокую скорость
течения жидкости в колонне насосных труб. Так, при подаче
силового яасоса в 1 л!сек^ скорость спуска погружного агрегата
составляет 0,4 м/сек, а скорость подъема — 0,2 м/сек. Поэтому
для ускорения спуско-подъемпых операций часто применяют
промывочные агрегаты, подключаемые вместо силовых насосов
на время замены погружных агрегатов.
Давление рабочей жидкости, необходимое для срыва погруж-
ного агрегата из седла, обычно составляет 30—70 кГ/см2 в де-
вонских скважинах и 70—130 кГ/см2 в угленосных скважинах.
При движении же погружного агрегата в трубах давление рабо-
чей жидкости составляет обычно 10—15 кГ/см2.
В условиях Башкирии при большом межподъемном периоде
работы погружных агрегатов нет необходимости в установке
мачт-подъемников на каждой скважине. Достаточно на участке
иметь один такой подъемник.
Условия и режим работы погружных агрегатов
Условия работы гидропоршневых насосных агрегатов в Ба-
шкирии не так разнообразны, как в Бакинском нефтяном районе.
Существенно отличаются лишь условия работы агрегатов в сква-
жинах девонских месторождений от условий работы их в скважи-
нах угленосных месторождений, но и то главным образом лишь
из-за различия в качестве нефти и величине газового фактора.
Действительно, хотя глубина залегания продуктивных пластов
месторождений этих двух типов отличается существенно (у угле-
носных около 1000 Л1, а у девонских — 1500 4- 2000 ж), глубина
динамических уровней в скважинах месторождений обоих типов
примерно одинакова, так как пластовое давление девонских ме-
сторождений поддерживается на высоком уровне мри помощи за-
воднения. Наличие высоких динамических уровней позволяет
обеспечивать большое погружение агрегатов в целях увеличения
коэффициента наполнения, так как скважины девонских место-
рождений имеют большие газовые факторы. Выделение газа из
нефти при существующих технологических режимах отбора
нефти начинается па глубин© 1200—1300 м. Глубина подвески
штанговых насосов составляет обычно около 1000 м, глубина
подвески центробежных насосов с электроприводом — 1000—
16*
243
HbO м. Гидропоршневые насосные агрегаты с двумя колоннами
насосных труб также спускаются на глубину около 1000 м,
а с одной колонной труб и пакером — на глубину 1100—1500 м.
Это позволяет даже при оборудовании скважины по схеме с па-
кером, когда весь газ, поступающий с нефтью из скважины,
проходит через насос, иметь достаточно высокий коэффициент
подачи его.
При относительно небольших напорах погружных насосов в
Башкирии имеется возможность за счет увеличения давления рабо-
чей жидкости снизить ее расход, т. е. уменьшить отношение q!Q,
что позволит сократить гидравлические потери в системе. Сейчас
в этом направлении ведется работа. В НПУ Тупмазанефть были
введены в эксплуатацию погружные агрегаты с цилиндром дви-
гателя диаметром 38 мм, а насоса — 32 мм и с диаметром ци-
линдра двигателя 43 мм, а насоса — 38 мм. Однако в настоящее
время еще недостаточно изучен вопрос влияния отношения q/Q
на отложение парафина в подъемных трубах. Можно предпола-
гать, что при значительном уменьшений этого отношения будет
происходить более интенсивное отложение парафина вследствие
уменьшения степени разбавления добываемой пефти разгазиро-
вапной рабочей жидкостью. При переходе на повышенное давле-
ние рабочей жидкости следует также учитывать параметры и
состояние силовых насосов.
Величина давления рабочей жидкости, создаваемого силовым
насосом, зависит главным образом от числа ходов и следовательно
от подачи погружного агрегата. По скважинам девонских место-
рождений, где отборы жидкости не превышают 16—17 л18/е?/тки,
давление рабочей жидкости находится в пределах 40—60 кГ!см2.
При отборах жидкости в 30—36 м* [сутки давление рабочей
жидкости возрастает до 70—80 кГ/см2.
По скважинам угленосных месторождений, где отборы жид-
кости составляют до 16—17 м9 [сутки, давление рабочей жид-
кости находится в пределах 60—70 кГ/см2, а при отборах жид-
кости в 18—30 м9/сутки 80—100 кГ/см2.
В 1960 г. гидропоршневые насосные установки работали в Ба-
шкирии в зависимости от параметров скважин со следующими t
показателями:
Число ходов в минуту .	.......... . 25—55
Подача, гп/сутки .................. 8—36
Коэффициент подачи.................0,5—0,97
Давление рабочей жидкости, создаваемое силовым на-
сосом, кГ/см* ................... 40—100
Расход рабочей жидкости, т/сутки.....30—85
Коэффициент расхода рабочей жидкости.0,96—0,7
Из приведенных выше данных видно, что, несмотря на боль-,
шие газовые факторы скважин девонских месторождений, коэф-
фициенты подачи погружных агрегатов, работающих в этих сква-
жинах, могут быть высокими при условии значительного погру-
244
жения их под динамический уровень и 'особенно в тех случаях
когда принимается схема спуска погружного агрегата с одной
колонной насосных труб и пакером.
На опыте эксплуатации скважин с применением пакера сле-
дует остановиться особо. Применение пакера позволяет отка-
заться от одной колонны дефицитных насосно-компрессорных
труб, т. е. дает большой экономический эффект. В начальный
период их внедрения опасались сильного влияния газа и отло-
жений парафина на стенках обсадной колонны. Однако эти опа-
сения были рассеяны полученными результатами испытаний.
Первые пакеры спустили в скважины угленосного месторожде-
ния летом 1958 г., увеличив, на 60—100 м глубину подвески
агрегатов по сравнению с той; которая была при схеме с двумя
концентричными колоннами насосных труб. Сопоставление ра-
боты установок с двумя колоннами труб, а затем с пакером пока-
зало, что уменьшение подачи и ухудшение других показателей
работы установок от применения пакера не происходит. Это под-
тверждается длительной эффективной работой установок. По-
ложительные результаты работы установок с пакерами в угле-
носных скважинах позволили распространить полученный опыт
и на скважины девонских месторождений с большим содержанием
парафина в добываемой нефти. Пакеры были спущоны в десятки
скважин девонских месторождений, и установки при этом рабо-
тают не менее успешно, чем па скважинах угленосных месторо-
ждений. Гидропоршневые насосные агрегаты с одной колонной
насосных труб и пакером успешно работают и в девонских сква-
жинах с 5" обсадной колонной. При подъеме пакера, работав-
шего в одной 5” скважине более года, было установлено, что он
находится в хорошем состоянии. Подъем пакера был произве-
ден без осложнений. Полученный опыт дает основания предпо-
лагать, что не менее успешная работа гидропоршневых насосных
агрегатов с пакерами может быть обеспечена и в скважинах
с 4" обсадными колоннами.
Борьба с отложениями парафина
Большой интерес представляет практическое решение про-
блемы борьбы с отложениями парафина в подъемных трубах.
Как известно, борьба с парафином на нефтяных промыслах Ба-
шкирии представляет одну из сложнейших проблем при эксплуа-
тации скважин как фонтанным, так и механизированными
способами. Борьба с парафином требует затраты большого количе-
ства труда, вызывает простои скважин и, как следствие, повы-
шение себестоимости нефти. Особенно осложняется она в сква-
жинах, искривленных и направленных. Нередко из таких сква-
жин приходится полностью поднимать трубы, покрытые парафином,
для пропаривания на поверхности каждые полтора-два месяца.
При эксплуатации скважин гидропоршневыми насосными
установками, осложнений в их работе из-за парафина практически
245
почти не наблюдается.- Хотя отложение парафина на стен-
ках подъемных труб и имеет место, но происходит оно очень
медленно, а образовавшаяся корка парафина имеет слабое сце-
пление с поверхностью труб.
По некоторым скважинам производились контрольные подъ-
емы труб для определения характера отложения парафина. Как
правило, после работы установок в течение нескольких месяцев
отложения парафина в виде тонкой пленки (несколько десятых
долей миллиметра) обнаруживали только на нескольких верх-
них трубах. Концентрируются они около муфтовых соединений
труб. При длительных сроках эксплуатации толщина слоя па-
рафина на трубах увеличивается. Интенсивность отложения па-
рафина зависит от характеристики скважины и от параметров
работы погружного агрегата.
Опыт эксплуатации десятков скважин при помощи гидро-
поршневых насосных установок с достаточной убедительностью
показал, насколько легко в этом случае решается проблема
борьбы с парафином. Однако работа по определению влияния
различных факторов на отложение парафина и выявлению наибо-
лее простых и эффективных способов предупреждения ослож-
нений из-за парафина продолжается. В наземном оборудовании
парафин откладывается главным образом в мерниках и во
всасывающих линиях силовых насосов.
Изменение характеристик скважин	'
Немалый интерес представляет выяснение характера изме- *
нений режима и условий работы установок в связи с изменением
характеристик скважин. В результате применения методов за-
воднения на большинстве промыслов Башкирии поддерживаются
достаточно высокие значения пластового давления, мало изме-
няющиеся со временем. Следовательно, статические нагрузки на
погружные агрегаты со временем изменяются мало. Наиболее
важными моментами в изменении характеристик скважин со вре-
менем являются постепенное обводнение их и необходимость
в связи с этим увеличения отбора жидкости из них.
По мере увеличения содержания воды в откачиваемой из
скважин жидкости отложение парафина на стенках насосных
труб, по-видимому, будет происходить еще менее интенсивно.
Но одновременно могут возникнуть осложнения в работе уста-
новок. Наибольшие опасения вызывает возможность образова-
ния нефтяных эмульсий и замерзания воды в наземных трубе-,
проводах и оборудовании зимой. Так, зимой 1958—1959 гг. при
морозах около 50° С замерзли многие самотечные линии, иду-
щие от мерников, установленных около скважин, эксплуатирую-
щихся штанговыми глубинными насосами.
В настоящее время эксплуатируется несколько скважии I
(скв. 1434, 1435 и др.), обводненность которых достигает 35— 1
40%.
246
С увеличением обводненности скважин в результате увеличе-
ния удельного веса жидкости и увеличения числа ходов по-
гружных агрегатов величина давления рабочей жидкости будет
возрастать.
Сильно обводненные скважины целесообразно эксплуатиро-
вать при помощи гидропоршиевых насосных агрегатов, снабжен-
ных гидрозащитой цилиндра и поршня насосной части, которая
обеспечит хорошую смазку трущейся пары этого соединения
и сократит утечки жидкости через его зазоры.
Уместно подчеркнуть здесь ту большую роль, которую должны
сыграть гидропоршневые насосные агрегаты на заключительной
стадии эксплуатации скважин при большой обводненности их,
когда- вместе с нефтью на поверхность поднимается большое ко-
личество пластовой воды и к. п. д. эксплуатационного оборудова-
ния приобретает первостепенное значение.
Эксплуатация искривленных скважин
Большой интерес представляет опыт эксплуатации сильно
искривленных скважин. На одном из промыслов НГГУ Туйма-
занефть после прекращения фонтанирования длительное время
простаивали две скважины (скв. 1434 и 1435), так как наладить
их эксплуатацию механизированным способом.не удалось вслед-
ствие большого искривления стволов. Угол отклонения ствола
скважин от вертикали составляет 24°30' на глубине 250 м.
После оборудования этих скважин гидропоршневыми насос-
ными установками они снова успешно эксплуатируются с мая
1959 г. С конца 1959 г. гидропоршневой насосной установкой
эксплуатируется искривленная скв. 485. Работа установок,
а также спуск и подъем погружных агрегатов осуществляются
без осложнений, что подтверждает целесообразность применения
гидропоршиевых насосных агрегатов для эксплуатации напра-
вленных и искривленных скважин.
Причины и особенности подземных ремонтов
Скважины, эксплуатирующиеся гидропорпшовыми насосными
агрегатами, отличаются большими межремонтными периодами
работы. Так, если в 1959 г. в НПУ Туймазанефть средний межре-
монтный период работы скважин, эксплуатируемых погружными
центробежными насосами с электроприводом, составлял 108 су-
ток, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами —
около 50 суток, то средний межремонтный период работы сква-
жин, эксплуатируемых гидропоршневыми насосными агрегатами,
составил 182 суток, причем значительная часть подъемов была
произведена в экспериментальных целях. Некоторые скважины
работают без ремонта с момента перевода их на эксплуатацию
гидропоршневыми насосными агрегатами по два-три года.
Приведенные данные свидетельствуют о том, что скважины,
эксплуатируемые гидропоршневыми насосными агрегатами, имеют
247
самый большой межремонтный период работы по сравнению со
скважинами, эксплуатирующимися другими механизированными
способами.
Технология проведения подземного ремонта в основном та-
кая же, как и в Бакинском нефтяном районе (см. § 6 настоящей
главы). Но имеются и особенности. Так, папример, вследствие
отсутствия на промыслах Башкирии водопроводной сети перед
подъемом труб не производится вытеснение из них нефти водой,
а после спуска труб — опрессовка и промывка их водой. Но так ;
как статические уровни жидкости в скважинах высокие, истече- i
ние нефти из поднимаемых труб в скважину нельзя признать '
столь же нежелательным явлением, так и в Бакинском нефтя-
ном районе. После ремонта эта нефть в короткий срок откачи-
вается из скважины.
Ремонт скважин, не оборудованных стационарными вышками,
производится при помощи передвижных подъемных агрега-
тов.
Все изложенные в § 6 настоящей главы замечания об органи-
зации учета работы оборудования и скважин, правила транс-
портирования и хранения оборудования, а также сведения о пра-
вилах техники безопасности в полной мере должны учитываться
при эксплуатации гидропоршневых насосных установок в любом
районе.
§ 8. ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ В РАБОТЕ УСТАНОВОК,
ПРИЧИНЫ ИХ И СПОСОБЫ УСТРАНЕНИЯ
Выше было показано, что контроль за работой гидропоршне- <
вых насосных установок осуществляется в основном путем на-
блюдения за изменением давления и расхода рабочей жидкости,
числа ходов и подачи погружного агрегата. Параметры эти в боль- 2
шей или меньшей степени изменяются во времени, и по характеру *
их изменения можно судить об отклонениях от нормальной ра- «
боты оборудования и его неисправности.	.
При установившемся режиме работы погружного агрегата сред- I
нее значение давления рабочей жидкости остается более или ме- |
нее постоянным. При нормальной работе оборудования существен- “
ные изменения давления могут быть вызваны лишь значительным «
изменением температуры и вязкости рабочей жидкости. Измене- '
ние подачи погружного агрегата и расхода рабочей жидкости
происходит медленно.	?
Увеличение расхода рабочей жидкости и снижение подачи J
происходит пропорционально степени износа основных рабочих
органов гидропоршневого агрегата и, следовательно, находится
в зависимости от условий работы его, т. е. от глубины подвески,
содержания механических примесей, газа и воды в добываемой
жидкости, а также от числа ходов. Ухудшение показателей работы
248
погружного агрегата вследствие износа можно компенсировать
в определенных пределах увеличением числа ходов его. Серьез-
ные же нарушения нормальной работы установки требуют про-
ведения соответствующего ремонта оборудования. Вследствие
того, что значительная часть зксплуатируемого оборудования на-
ходится глубоко под землей и недоступна для непосредственного
осмотра или выслушивания во время работы, судить о неисправ-
ности его можно только по косвенным признакам. Чрезвычайно
большое значение имеет четкое знание этих признаков, так как
позволяет быстро находить дефекты и своевременно принимать
необходимые меры по устранению их. Отклонения от нормальной
работы установки могут быть 'вызваны самыми разнообразными
причинами.
Ниже дается описание характерных признаков отклонений
от нормальной работы оборудования, причин, вызывающих эти
отклонения, и способов их обнаружения и устранения. Для
удобства пользования эти данные сведены нами в табл. 11 и 12.
Анализ перечисленных возможных отклонений от нормальной
работы оборудования установки гидропоршневого насоса, а также
затруднений при спуско-подъемных операциях показывает, что
значительная часть их вызывается не соблюдением всех правил
монтажа и эксплуатации установок, а также недоброкачествен-
ной сборкой погружного агрегата. Следует отметить, что в на-
стоящее время большинство неполадок в работе погружных агре-
гатов в Бакинском районе, за исключением промыва всасываю-
щих клапанов и сравнительно медленного износа трущихся пар,
можно отнести за счет недоброкачественного изготовления или
сборки погружных агрегатов. Сюда не относятся неполадки, вы-
званные особенностями работы скважины. В Башкирии к числу
таких неполадок в работе собственно погружного агрегата сле-
дует отнести постепенное (в течение нескольких месяцев) закле-
пывание отверстий в корпусе нагнетательного клапана. Остальные
неполадки в погружном агрегате также возникают главным обра-
зом вследствие недоброкачественного изготовления или сборки
его.
Если замена погружного агрегата, требующего ремонта, от-
нимает сравнительно немного сил и времени, то ремонт колонн
насосных труб и седла связан с затратами значительных сил и по-
терей времени, а также вызывает ряд других осложнений. По-
этому необходимо обратить особое внимание на тщательность
подготовки, спуска и крепления труб и седла. Следует также
принять особые меры предосторожности против повреждения и
срыва резиновых манжет погружного агрегата, так как сорван-
ные куски резины в дальнейшем часто выводят из строя клапаны
погружного агрегата. С этой целью нужно тщательно проверять
состояние внутренней поверхности седла погружного агрегата,
а также обратить внимание на тщательность крепления ман-
жет.
249
Таблица 11
Отклонения от нормальной работы погружного оборудования
Привязки отклонений от нормальной работы	Возможные причины отклонений	Способы обнаружения и устранения причин отклонении
Запуск погружного аг-	Погружной агрегат не	Подъем погружного
регата не удастся осу-	вошел полностью в сед-	агрегата и промывка
ществить, хотя давление	ло из-за скопления в	колонн насосных труб
рабочей жидкости под-	ннжней части его грязи	с седлом. При наличии
пинается выше расчет-	или посторонних пред-	посторонних предме-
него	метов	тов — извлечение их по-
Запуск погружного аг-	Повреждение (изгиб) седка при спуске его в скважину пли посадке на конус Неправильная сборка погружного агрегата Погружной агрегат	еле подъема седка Замена седла Подъем н ревизия по- гружного агрегата Делается попытка про-
регата не удается осу-	застрял в непроверенной	толкнуть погружной
ществить; давление не	или погнутой трубе	агрегат, подключив сн-
поднимается до расчет- ного при полной подаче силового насоса Погружной агрегат за-	Погружной агрегат не вошел полностью в погнутое седло Трещина или другой дефект в одной из труб центральной колонны Заклинивание поршня	ловой насос с большей подачей пли промывоч- ный агрегат. При неуда- че производится подъем труб, отыскивается и устраняется труба с де- фектом Подъем и замена седла Подъемколонны с жид* костью, ревизия труб и замена трубы с дефектом Подъем погружного аг-
пускается сравнительно	насоса песком, засосан- ным из нижней части	регата, очистка его от
легко, по, сделав неболь-		песка и грязи. Промыв-
шое число ходов, оста-	плохо промытого седла	ка седла и труб
навливается; давление растет Погружной агрегат аа-	Заклинивапне золот- ника или поршня двига- теля окалиной нли пес- ком, попавшими в дви- гатель из плохо промы- той центральной ко- лонны труб Погружной агрегат не-	Подъем погружного аг- регата, очистка его от. песка и грязи. Промыв- ка труб и седла Подъем и ревизия по-
пускается с большим тру-	брежно собран (большие	гружного агрегата. Пра-
дом прн высоком давле-	перекосы или посадка	вильиая сборка его
нии рабочехй жидкости; работает неравномерно при больших колебани- ях давления рабочей жидкости	движущихся пар тугая) Попадание песка, ока-	Подъем ногружногд
250	липы и грязи в погруж- ной агрегат из плохо промытых труб и седла	агрегата, очистка его от песка и грязи. Промыв- ка труб и седла
Продолжение табл. 11
Прививки отклонений от нормальной работы	Возможные причины отклонений	Способы обнаружении и устранения причин отклонений
Сравнительно быстрое	Промыв седла всасы-	Подъем погружного
(в течение нескольких	вающего клапана (наибо-	агрегата, разборка и ре-
часов или суток) слиже-	лее часто встречающий-	визия всасывающего
пне подачи при носто-	ся дефект в Бакинском	клапана. Замена кла-
янстве расхода жидкости	районе)	пана новым
и давления. (Наблюдается глав-	Промыв седла нагие-	Подъем погружного
ным образом в Банив-	тательпого клапана	агрегата, осмотр и про-
скоы районе) Внезапное и полное	Промыв торцовых уп- лотнений втулок ци- линдра насоса вследст- вие небрежной сборки (случается редко) Отвинчивание седла	верка герметичности на- гнетательного клапана путем заливки поршня жидкостью. При нали- чии дефектов замена клапана новым Подъем погружного агрегата, разборка и ре- визия цилиндра насоса. При наличии дефектов замена цилиндра Подъем погружного
прекращение подачи, со-	нагнетательного клана-	агрегата, разборка и ре-
провождающееся сниже-	на	визия нагнетательного
нием давления рабочей жидкости и увеличением числа ходов погружного агрегата Многократные измене-	Отвинчивание поршня насоса от штока Обрыв нижней резь- бовой частя штока или переводника поршня на- соса Вызываются неравно-	клапана. При наличии дефектов замена клапа- на новым или сборка того же клапана с более тщательным закреплени- ем резьбы Подъем и ревизия по- гружного	агрегата. Если шток и поршень не имеют повреждений— более тщательная сборка их; в противном слу- чае — замела Подъем и ревизия по- гружного агрегата; за- мена штока или пере- водника Ослабить влияние газе-
ния подачи в сторону	мерным поступлением	вых проявлений иа пода-
увеличения и уменьше-	газа из пласта в сква-	чу погружного агрегата
пия против номинальной	жину и пасос, а также	можно обеспечением хо-
Постепенное (в течение	изменением пластового давления Образование песчаной	рошего отсасывания газа из затрубного простран- ства я постановкой газо- вого якоря Обнаруживается по
нескольких суток или	пробки в скважине, ог-	указанным выше призна-
недель), но значительное	рапичивающей доступ	кам. Вопрос борьбы с об-
снижение подачи. Часто	жидкости к насосу, прн-	разеванием пробок очень
неравномерная работа	чем увеличивается вы-	сложен и должен быть
погружного агрегата.	нос песка насосом	рассмотрен отдельно.
251
Продолжение табл. 11
Признаки отклонений от нормальной работы	Возможные причины отклонений	Способы обнаружения и устранения причин отклонений
В добытой жидкости зна- чительно увеличивается содержание веска. Иног- да эти явления нараста- ют в течение одних-двух суток. Они характерны для Бакинского района. При уменьшении числа ходов погружного агре- гата водача его сохра- няется на том же уровне Через некоторое время после пуска погружного агретата подача его зна- чительно снижается с одновременным повыше- нием давления рабочей жидкости. В дальнейшем подача сохраняется па том же уровне Коэффициент подачи погружного агрегата по- степенно или быстро уменьшается с одновре- менным уменьшеньем ко- эффициента	расхода жидкости Быстрое увеличение коэффициента расхода рабочей жидкости Резкое увеличение расхода рабочей жидко- сти, сопровождающееся снижением давления н остановкой погружного агрегата	и происходят заедании плунжера насоса из-за попадающего в зазоры песка Подача насоса превы- шает дебит скважины, н уровень жидкости в ней снижается до приема на- соса Быстрый износ боль- шой головки золотника или увеличение утечек мз камеры золотника вследствие повреждения резиновых уплотняющих колец Повреждение или про- мыв уплотняющих эле- ментов гидрозащиты ци- линдра насоса — дефект, встречающийся в приме- няющихся только в Баку погружных агрегатах Негерметичность тор- цовых уплотнений вту- лок цилиндра двигателя Промыв одного из резь- бовых соединений в цен- тральной колонне труб Образование трещины в одной из труб цент- ральной колонны или в седле	В некоторых случаях песчаную пробку воз- можно частично отсосать насосом. В скважины, склонные к пробкообра- зованию, полезно нала- дить подлив жидкости. Когда эти средства не помогают, песчаная проб- ка ликвидируется про- мывкой или при помощи желонки При уменьшении чис- ла ходов иодача сохра- няется на этом же уров- не. Нормальная работа погружного агрегата восстанавливается сни- жением числа ходов н определением оптималь- ного режима работы его в данной скважине Подъем и ревизия по- гружного агрегата с заменой соответственно большой головки золот- ника или поврежденных уплотняющих колец Подъем и ревизия по- гружного агрегата; за- мена поврежденных де- талей Подъем и ревизия по- гружного агрегата; за- мена цилиндра двига- теля Подъем и замена по- врежденных труб. Про- изводится лишь после проверки исправности погружного агрегата Подъем колонны с жидкостью и замена де- фектной трубы или седла
252
Продолжение табл. 11
Признаки отклонений от нормальной работы	Возможные причины отклонений	Способы обнаружения и устранения причин отклонений
Снижение или отсут-	Повреждение уплот- няющих манжет Негерметичность об-	Подъем и ревизия по- гружного агрегата; сме- на манжет Подъем и ревизия по-
ствие подачи; возможно	ратного клапана или	гружиого агрегата. Если
также снижение да в ле-	манжетного уплотнения	ой исправен, подъем
ния рабочей жидкости	седла погружного аг-	седла и замена манжет
Уменьшение числа хе-	регата в посадочном ко- нусе	> Негерметичность одно- го из резьбовых соеди- нений в колонне 4" труб Уменьшение подачи	Подъем и ревизия по- гружного агрегата. Если он исправен, подъем, ре- визия и замена дефект- ных труб Ревизия клапанов и
дов погружного агрега-	рабочей жидкости к по-	регулирующего дрос-
та при одновремен-	гружному агрегату от	сельного вентиля у си-
ном уменьшении да в ле-	наземного силового на-	левого насоса и замена
ния. Подача снижается	coca	деталей с дефектами
пропорционально сниже- нию числа ходов Внезапная остановка	Заклинивание порш-	Подъем и ревизии по-
погружного агрегата, со-	ней, штока или золот-	гружного агрегата
провождающаяся резким повышением давления Низкие значения ко-	ника Регулировка золот-	Подъем агрегата и ре-
эффпциентов расхода ра-	пикового устройства нс	гулированпе золотппко-
бочеи жидкости и подачи	соответствует парамет-	вого устройства
агрегата Резкое ухудшение ре-	рам работы агрегата в данной скважине Заедания поршней,	Подъем и ревизия по-
жима работы погружно-	штока или золотника,	гружного агрегата; уст-
го агрегата: нсравномер-	вы званпые попа данном	ранение дефектов
ность хода, остановки, большие колебания дав- ления Постепенное повыше-	в зазоры песка или ока- липы млн выкрашива- нием хрома Появление трещины в седле погружного агре- гата Повреждение уплот- няющих манжет Заклепывание верх-	Подъем и ревизия сед- ла; при обнаружении дефекта —замена его (производится	после проверки погружного агрегата) Подъем и ревизия по- гружного агрегата. За- мена манжет Подъем и ревизия по-
ние давления рабочей	них проходных отвер-	гружного агрегата. Сме-
жидкости (в течение не-	стий в корпусе нагнета-	на нагнетательного кла-
скольких недель); спи-	тельного клапана шари-	пана
жепио подачи, остановка погружного агрегата	ком, при работе клапана	
253
Продолжение табл. 11
Признаки отклонений от нормальной работы	Возможные причины отклонений	Способы обнаружении и устранения причин отклонений
Отклоненияот н	Засорение двигателя погружного агрегата кусками парафина, нри- иесепяого рабочей жид- костью из наземного ре- зервуара эрмальной работы	Подъем и ревизия по- гружного	агрегата, очистка его от парафина. Принятие мер, предот- вращающих дальнейший вынос из резервуара вы- делившегося там из неф- ти парафина силового насоса
Постепенное уменыпе-	Равномерный износ	Ревизия н притирка
ние подачи жидкости от	клапана силового насоса	или замена клапанов
силового насоса к по- гружному агрегату. Си- ловой васос работает спокойно Силовой насос работа-	Промыв иглы или сед- ла регулирующего дрос- сельного вентиля у си- лового насоса Ослабление натяже- ния клиновидных рем- ней На всасывающей сто-	новыми Ревизия вентиля и замена промытых дета- лей Увеличение натяже- нвя клиновидных рем- ней Ревизия всасывающей
ет неравномерно: боль-	роне насоса недостаток-	линии с устранением из-
шие колебания давле-	ный подпор, и жидкость	лишних сопротивлений,
ния, гидравлические	пс успевает следовать за	промывка фяльтра. Про-
удары	плунжерами	верка работы подпорно-
Силовой насос работа-	Поиадапие посторол-	го насоса или уровня нефти в резервуаре, из которого она засасыва- ется. Удаление воздуха или газа вз всасываю- щей линии Ревизия клапанов с
ет неравномерно: боль-	них предметов иод кла-	устранением посторон-
шие колебания давле-	паны	них предметов
ния, стук клапанов Большие утечки жид-	Заедание клапанов вследствие плохой при- пиши- направляющих или перекоса Износ или повреждение	Ревизия клапанов и устранение обнаружен- ных дефектов доводкой или заменой деталей Смена манжет в саль-
кости через сальники	манжет	нике
силового насоса Стук в сопряжении	Большой износ плун- жера Слом спиральной пру-	Замена плувжера Замена пружины
подпятника с плунжером	жилы Налично остаточных деформаций в пружине	Замена пружины
254
Таблица 12
Затруднения, возникающие при спуско-подъемных операциях
погружного агрегата
Характерные признаки
Возможные причины
неполадок
Рекомендуемые способы
устранения неполадок
При спуске погруж-
ного агрегата в скважи-
ну давление рабочей
жидкости внезапво не-
сколько возрастает и
сохраняется на этом
уровне; в положенное
время погружной агре-
гат не входит в седло
Погружной, агрегат не
выпрссеовывается из
седла, хотя давление
жидкости значительно
превышает обычное
Погружной агрегат
заклинило в дефект-
ной трубе (погнутой,
имеющей вмятины или
внутренний диаметр
меньше , допустимого)
или в седле
Погружной агрегат не
выпрссеовывается из
седла и давление рабо-
чей жидкости не удает-
ся поднять; циркуляция
жидкости отсутствует
или неполная
Погружной агрегат но
выпрсссовьтваетсн из
седла и давление рабо-
чей жидкости не удается
поднять выше опреде-
лен него предела; цирку-
ляция жидкости нор-
мальная
Погружной агрегат
заклинило в седле ку-
сками резины или пе-
ском, Возможно также
сильное при липа ня о ре-
зины к внутренней по-
верхности седла после
длительной работы по-
гружного агрегата
Негерметичность обрат-
ного клапана или
манжетного уплотнении
седла
Негерметичность ко-
лонны 4" труб
Негерметичен обрат-
ный клапан погружного
агрегата или порван
сваб
Создание пульсирую-
щей подачи вли увели-
чение подачи рабочей
жидкости. Если после
этого давление рабочей
жидкости не снизится, —
подъем и замена дефект-
ной трубы
Многократный подъем
и сбрасывание давле-
ния. Если погружной
агрегат все же не вы-
прессовывается, — подъ-
ем седла
Подъем и ревизия
седла
Погружной агрегат
вы пре ссовывается из
седла, после чего давле-
ние рабочей жидкости
снижается до нормаль-
ного, но агрегат пе под-
нимается на поверхность
Погружной агрегат
выпрссеовывается из
седла при нормальном •
давления рабочей жид-
кости и поднимается
при обычном давлении,.
Негерметичность цен-
тральной колонны труб
В момент вьшрессовки
порвав сваб
Недостаточная подача
рабочей жидкости
Подъем и замена тру-
бы с дефектами
Создание большой по-
дачи рабочей жидкости
за счет подключения
второго насоса (стацио-
нарного, или промывоч-
ного агрегата). Смена
деталей с д( фонтами
Подъем и замена тру-
бы с дефектами
Увеличение подачи
рабочей жидкости
Увеличение подачи
рабочей жидкости
Погружной агрегат
застрял в трубе с дефек-
тами (погнутой, имею-
щей вмятины или внут-
ренний диаметр меньше
допустимого)
Создание пульсирую-
щей подачи или увели-
чение подачи рабочей
жидкости
255
Продолжение табл. 12
Характерные признаки
Возможные причины
неполадок
Рекомендуемые способы
устранения неполадок
по через некоторое вре-
мя давление возрастает,
а погружной агрегат не
поднялся к устью
скважины
При подъеме погруж-
ного агрегата к устью
скважины он упирается
в ловитель, после чего
давление начинает резко
возрастать до большого
значения. При этом
могут быть сломаны
пружины ловители я
погнута пика, что за-
труднит извлечение по-
гружного агрегата из
скважины
Неисправность влек-
троконтактного мано-
метра или системы ма-
нометрической защиты
После выпрессовкм
погружного агрегата из
седла система маноме-
трической защиты не
была настроена на от-
ключение силового насо-
са прн увеличении
давления рабочей жид-
кости выше обычного
(при подъеме погружно-
го агрегата) на 15—
20 кГ/см?
Постоянный контроль
за исправностью систе-
мы манометрической за-
щиты
Своевременная на-
стройка системы мано-
метрической защиты
§ 9. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРИМЕНЕНИЯ
ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
При определении экономической эффективности нового обору-
дования обычно производится сравнение технико-экономических
показателей работы его с показателями работы оборудования
других типов в тех же условиях. В нефтедобыче для выявления
экономического эффекта от применения нового способа эксплуата-
ции скважин сравниваются затраты на эксплуатацию одной сква-
жины или на добычу 1 т жидкости из нее оборудованием раз-
личных типов. Вследствие многообразия условий эксплуатации
оборудования более или менее точный технико-экономический
анализ работы ого можно выполнить только на основании факти-
ческих данных, полученных при работе различного оборудования
в одинаковых условиях. Эти данные позволяют установить пре-
имущества и недостатки тех или иных особенностей нового типа
оборудования, а также определить, какие статьи затрат являются 
равноценными. Проведенными к настоящему времени технике- 
экономическими расчетами установлено, что в различных районах '
на себестоимость добычи влияют главным образом следующие
затраты: 1) на энергию; 2) на ремонт подземного и наземного
оборудования; 3) на амортизацию наземного и подземного оборудо-
вания. Меньшее влияние на себестоимость добычи нефти оказы-
вают затраты на зарплату производственному персоналу, па де-
256
парафинизацию и деэмульсацию, а также коэффициент эксплуата-
ции скважин. Остальные общепромысловые расходы в расчетах, • •
обычно принимаются равными при эксплуатации скважин ран-.
личными способами.
Если затраты на энергию можно с некоторой погрешностью
определить на основании расчетных параметров оборудования,,
то расходы на ремонт и амортизацию оборудования можно опреде-
лить лишь по статистическим данным, полученным при эксплуата-
ции его. Попытки пользоваться при расчетах нормами амортизаций
оборудования неизбежно приводили к грубым ошибкам. Так, на-
пример, по нормам срок амортизации насосно-компрессорных труб
составляет 12 Va лет, а штанг — более 4 лет. Между тем, и 1ТПУ
Орджоникидзенефть фактический средний срок службы труб
в компрессорных скважинах составляет около 5 лет, в глубинно-
насосных — 2*/а — 3 года, а штанг — около 6 мес. По некоторым
группам скважин срок службы труб и штанг исчисляется меся-
цами. Учитывая высокую стоимость труб и штанг, легко понять,
как сильно влияет сокращение срока службы их на увеличение
себестоимости нефти. То же самое можно сказать и о расходах
на ремонт оборудования (главным образом подземного), поскольку
разница в межремонтных периодах работы погружною оборудо-
вания в различных районах и даже на различных промыслах очень
велика.
Определение экономического эффекта от применения в 1959 г.
гидропоршневых насосных установок на скважинах, эксплуати-
ровавшихся ранее старыми методами, было проведено в НПУ
Тупмазанефть и НПУ Орджоникидзенефть. В расчетах, прове-
денных с учетом фактических затрат, не принимались во внима-
ние трудности, связанные с освоением нового оборудования,
с неподготовленностью обслуживающего персонала. На резуль-
татах расчетов отразилось влияние низкого качества наземной
части оборудования, а также несвоевременный ввод его в эксплуа-
тацию. Несмотря на это, себестоимость 1 тнефти, добытой в 1959 г.
в НПУ Тупмазанефть гидропоршневыми насосными агрегатами,
оказалась в среднем на 8,3% меньше себестоимости нефти, добы-
той в тех же условиях штанговыми глубинными насосами. Эконо-
мия была получена главным образом за счет уменьшения затрат
па подземный ремонт скважин, па электроэнергию и депарафини-
зацию. Если средний межремонтный период работы скважин,
оборудованных штанговыми насосами, составлял 50 суток, то меж-
ремонтный период работы скважин с гидропоршневыми насосными
агрегатами — 182 суток.
При работе агрегатов в аналогичных по глубине и дебитам
скважинах Бакинского района экономия по предварительным
ориентировочным расчетам должна увеличиться за счет сокраще-
ния затрат на подземный ремонт и на амортизацию труб и штанг.
Особенно показательны результаты перевода на эксплуатацию
гидропоршневыми насосными агрегатами глубоких компрессорных
17 А. С- Казак.
257
скважин. Расчеты, проведенные ЦНИПР НПУ Орджоникидзе-
нефть по фактическим затратам для скв. 1621 и 1629 в то время,
когда групповая установка была построена, но еще не полпостыо
введена в эксплуатацию, были выполнены для двух вариантов
работы установки (на четыре и на девять скважин). Согласно
расчету, при работе четырех скважин после перевода их со ста-
рого способа эксплуатационные расходы по скв. 1621 сократи-
лись на 140 тыс. руб., по скв. 1629 — на 120 тыс. руб. При ра-
боте же девяти скважин расходы должны соответственно сокра-
титься на 160 тыс. руб. и на 140 тыс. руб. Сокращение эксплуа-
тационных расходов произошло главным образом благодаря много-
кратному уменьшению затрат на энергию.
Показатели работы оборудования в этих скважинах в 1960 г.
улучшились, но экономический расчет еще не проведен. Несо-
мненно, что по мере освоения нового оборудования и улучшения
технических показателей его работы будут улучшаться и эко-
номические показатели. Эффективность гидропоршиевых насос-
ных агрегатов по сравнению с другими способами эксплуатации}
•будет также возрастать с увеличением глубины скважин.
Глава IV
ГЙДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ ЗА РУБЕЖОМ
§ 1. ПРОИЗВОДСТВО И ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОПОРШИЕВЫХ
НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ В США
Опытная эксплуатация нефтяных скважин при помощи гидро-
поршневых насосных агрегатов в США была начата в середине
тридцатых годов [33, 34, 35, 36, 37 , 38]. Гидропоршневой на-
сосный агрегат двойного действия н другое оборудование, необ-
ходимое для эксплуатации скважин новым способом, создавались
фирмой Кобе (Kobe). Первые образцы погружных агрегатов спу-
скались в скважины на трубах. При опытной эксплуатации по-
гружных насосов с гидроприводом была выявлена необходимость
в значительном улучшении показателей их работы. В этих целях
фирмой Кобе в течение многих лет проводился большой объем
исследовании и экспериментальных работ в лабораториях и на
промыслах. В этот период объем применения гидропоршиевых
насосных агрегатов для эксплуатации скважин был сравнительно
небольшим.
К концу сороковых годов после восьми лет лабораторных
исследований и четырех лет промысловых испытаний в различ-
ных условиях фирмой Кобе был создан гидропоршневой насос-
ный агрегат так называемого «свободного» типа, т. е. агрегат,
спускаемый в скважину и поднимаемый из нее при помощи рабо-
чей жидкости [39, 40, 41, 42, 43, 44, 45]. Исследования, давшие
хорошие результаты, и успешное развитие экспериментальных
и конструкторских работ позволили в конце сороковых годов
перейти к широкому применению гидропоршиевых насосных агре-
гатов для эксплуатации нефтяных скважин. Таким образом, широ-
кое применение нового способа эксплуатации нефтяных скважин
в США началось немногим более 10 лет назад. Но уже в первые
2—3 года внедрения агрегатов свободного типа их было выпу-
щено около 1000 комплектов [46]. В 1956 г. только агрегатами
Кобе свободного типа было оборудовано около 3000 скважин.
13 1957 г. гидропоршневыми насосными агрегатами в США экс-
плуатировалось более 9000 скважин [47 ]. К сожалению, в по-
17*
2!£
следующие годы данные о динамике роста количества скважин,
эксплуатируемых гидропоршневыми насосными агрегатами, не
публиковались, хотя, судя по данным, опубликованным в перио-
дической литературе, они завоевывали все новые области приме-
нения и новые нефтяные районы.
В пятидесятых годах над созданием погружных насосов с гидро-
приводом начинают работать и другие машиностроительные фирмы '
США. В первой половине пятидесятых годов к услугам нефте- ,
добывающей промышленности США были предложены гидропортп-
невые насосные агрегаты, созданные фирмами Сарджент (Sargent) |
и Байрои Джексон (Byron Jackson). При создании погружных •
агрегатов с качествами метательных снарядов («Missile quality» -
pumps), т. е. свободного типа, фирмой Сарджент были широко
использованы результаты многолетних исследований и опыт кон-
струирования и производства специальной аппаратуры для ра-
кетной, авиационной и морской техники. Это позволило, по за-
верению фирмы, создать весьма совершенный погружной агрегат,
являющийся вершиной инженерной мысли и пригодный для экс-
плуатации скважин с любыми условиями. Большое количество
типоразмеров гидропоршневых насосных агрегатов разработано
фирмой Байрон Джексон. К концу пятидесятых годов новые
типы гидропоршневых насосных агрегатов были созданы машино-
строительными фирмами Камко (Cameo), Джонсон-Фаг (Johnson-
Fagg) и Ойлмастер (Oilmaster). Сведения об устройстве и пара-
метрах агрегатов и другого оборудования будут даны в следую-
щих разделах.
Гидропоршневые насосные агрегаты применяются для эксплуа- I
тации скважин с самыми разнообразными характеристиками и‘
различной глубины, начиная от 250 м, причем применение их?
дает большую или меньшую экономическую выгоду в зависимости^
от местных условий. Но наряду с применением для эксплуата-^
ции обычных нефтяных скважия они широко применяются и для,
эксплуатации скважин осложненных, причем в этих случаях при-i
менение их обычно дает особенно большой экономический эф-
фект. Хорошие результаты получают при применении гидропорш-
невых насосных агрегатов для эксплуатации глубоких скважин,!
причем под глубокими скважинами понимаются скважины с глу-
биной динамических уровней более 2000 м при любых дебитах*
или скважин с дебитами жидкости более 80 м?!сутки. и глубиной;
динамических уровней более 1500 м. Гидропоршневыми насосными
агрегатами эффективно эксплуатируются наклонно-направлен-^
ные скважины в различных районах. В частности, они широко
применяются для эксплуатации морских направленных скважин,
пробуренных с берега. Разработано несколько способов раздель-
ной эксплуатации двух нефтеносных горизонтов в одной скважине
при помощи гидропоршневых насосных агрегатов.
Применяются гидропоршневые насосные агрегаты также для
эксплуатации скважин, дающих нефть очень высокой вязкости.
260
В этих случаях рабочая жидкость для снижения ее вязкости
подогревается. Применение других методов для эксплуатации
таких скважин представляет большие трудности и обычно бы-
вает нерентабельным. Успешно эксплуатируются скважины, даю-
щие жидкость с большим содержанием воды и песка [46].
В последние годы все более четко проявляется тенденция к пе-
реходу на бурение скважин малого диаметра в целях сокращения
капитальных вложений. Однако этот переход сдерживался вслед-
ствие отсутствия удовлетворительных средств эксплуатации сква-
жин малого диаметра. Поэтому в последнее время разработаны
гидропоршневые насосные агрегаты трех типов для эксплуата-
ции скважин с обсадной 27/в” колонной [48]. Оборудование этого
типа признается идеальным для эксплуатации скважин малого
диаметра.
g 2. СХЕМЫ, КОНСТРУКЦИИ И ПАРАМЕТРЫ ГИДРОПОРШНЕВЫХ
НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН,
ВЫПУСКАЕМЫХ В США
Имеются очень скудные данные о конструкции гидропоршне-
вых насосных агрегатов, несмотря ла то, что производство их
в США освоено шестью машиностроительными фирмами. Объяс-
няется это тем, что фирмы держат в секрете данные, касающиеся
конструктивных особенностей гидропоршневых насосных агрега-
тов. В некоторой степени это положение распространяется и на
принципиальные схемы агрегатов. Каждая из фирм разработала
гидропоршневые насосные агрегаты по своей схеме. Схемы эти
приводится в проспектах и каталогах. Однако они дают лишь
самое общее представление о типах и особенностях тех или иных
погружных агрегатов, как правило, не раскрывая их полностью.
Иначе обстоит дело с параметрам! и размерами оборудования.
О них имеются достаточно подробные данные. Да здесь дело
и не может быть поставлено иным образом, так как потребители
должны знать возможности покупаемого ими оборудования.
В этом параграфе мы рассмотрим схемы и параметры гидро-
поршневых насосных агрегатов, выпускаемых четырьмя фирмами,
а также некоторые данные об их конструкциях.
Гидропоршневые насосные агрегаты Кобе
Погружные агрегаты Кобе [49] скомпонованы из гидравличе-
ских двигателей и насосов двойного действия. Такая компоновка
позволяет обеспечить максимальную уравновешенность, уравнять
скорость поршней агрегата при ходах вверх и вниз и добиться
большой подачи его, так как процесс нагнетания жидкости насо-
сом за один полный цикл работы производится равными порциями
дважды — попеременно из нижней и верхней полостей цилиндра
насоса. Согласно схеме агрегата (рис. 72), гидравлический дви-
2G1
гатель имеет золотниковое распределительное устройство, распо-
ложенное выше цилиндра. Основной золотник 6 имеет три наруж-
ные и одну внутреннюю рабочую поверхности. Наружные рабочие
поверхности выполняются в виде верхней уплотняющей головки'}
золотника меньшего диаметра и двух нижних головок золотника
одинакового большего диаметра. Золотник перемещается в спе-
циальной камере с окнами для прохода рабочей жидкости. Вну-
тренняя рабочая поверхность является уплотняющей для пи-
лота 7, проходящего через основной золотник. Пилот жестко
соединен с поршнем двигателя. На его поверхности имеются две
канавки (б и в) для прохода рабочей жидкости при пере-
ключении основного золотника. Погружной насос имеет две
группы всасывающих и нагнетательных клапа-
нов (10, 11, 13, 14). Поршни двигателя и на-
соса жестко соединены штоком 9. Снизу к
поршню насоса крепится уравновешивающий
шток 15, проходящий через сальник в камеру’
16. Таким образом, поршневая группа кроме
поршней и силового штока включает в себя
еще два элемента: пилот и уравновешиваю-
щий шток. Все элементы этой группы имеют
центральные сквозные каналы. По общему
каналу рабочая жидкость при ходе поршне-
вой группы вверх поступает в камеру 16, а
при ходе вниз (см. рис. 72) вытесняется из нее.
Из этого же канала чистая рабочая жидкость,
поступает (через отверстия г и д) для смазки и)
защиты поверхностей поршней и цилиндров от'
износа. Система смазки по этой схеме очень)
проста. Однако при поршневой группе, со-;
стоящей из пяти элементов, получается бол]
TON
если принята большая длина хода
ее. Поэтому гидропоршневые насосные агре-
гаты Кобе имеют сравнительно небольшую^
шая длина погружного агрегата, в
случае,
Рис. 72. Схема гидропоршневого насосного агрегата;
Кобе.	,
1 — колонна труб для подъема добытой и отработавшей жидко|
сти; 2 — головка агрегата; 3 — резиновая уплотняющая мал-’
жета; 4 — резиновое уплотцяющес кольцо; 6 — муфта для
герметизации агрегата в седле; б — основной золотник; 7 —<
вспомогательный золотник; 8 — цилиндр двигателя; 9 — работ
чий шток, соединяющий поршни двигателя и насоса; 10
нагнетательный клапан; 11 — всасывающий клапан; 12 -ь
цилиндр насоса; 13 — нагнетательный клапан; 14 — всасывав*
щий клапан; 15 — нижний уравновешивающий шток; 16 — ка
мера уравновешивающего штока; 17 — наконечник агрегата
75 — башмак седла; 19 — вставной обратный клапан; 20
вышибной клапан; 21 — шарик обратного клапана.
я — окно в камере золотника для входа рабочей жидкости!
б, в — канавки на вспомогательном золотнике; г, Q — боко]
выс отверстия для смазки поршней; е — отверстие дли
. всасывания жидкости ив скважины.	;
262
длину хода поршневой группы. Выпускаются они двух типов:
вставные (insert type) и свободные (free type). При этом один
и тот же агрегат может быть использован и как свободный, и как
вставной. Для этого достаточно лишь собрать его с соответствую-
щим посадочным наконечником и с соответствующей верхней
частью, состоящей из приспособления для подъема агрегата
жидкостью или из резьбового переводника под трубы.
Погружные агрегаты свободного типа кроме посадочного на-
конечника 17 имеют лишь одно уплотнительное соединение в
седле — в виде О-образного уплотнительного кольца 4. Благодаря
этому конструкция седла агрегата получается простой. Оно со-
стоит в основном из обычной трубы. Лишь в верхней его части
имеется специальная муфта с ^внутренним диаметром, предназна-
ченным для уплотнительного соединения под О-образное кольцо.
Снизу же па трубу навинчивается специальный башмак 18. В нем
размещается обратный клапан 19, который сбрасывается в трубы
после спуска седла в скважину. С обратным клапаном обычно
компонуется также вышибной клапан 20.
Полная уравновешенность агрегата достигается при равенстве
диаметров штоков и пилота. Уравновешенность не нарушается
при любой замене поршней двигателя и насоса. При изменении
соотношения площадей поршней двигателя и насоса изменяется
лишь давление рабочей жидкости. Благодаря этому погружные
агрегаты Кобе легко поддаются унификации.
Наряду с большими достоинствами схема имеет и недостатки:
1) наличие нескольких пересечений длинных каналов для про-
хода рабочей жидкости, что чрезвычайно усложняет конструк-
цию двигателя при малых габаритах его и не позволяет пол-
ностью использовать поперечное сечение агрегата для размещения
поршней максимального диаметра; 2) сложность конструктивного
решения клапанных узлов; 3) наличие паразитной длины агре-
гата — для размещения штока-пилота и уравновешивающего
гптока, не позволяющая проектировать агрегаты с большой дли-
ной хода; 4) в нижней полости цилиндра насоса возможно об-
разование газовой подушки, снижающей коэффициент наполнения,
так как выкид жидкости производится в нижней части цилиндра.
Сложное решение конструкции влечет за собой повышенные тре-
бования к технологии и культуре производства и увеличивает
стоимость агрегата.
Некоторые из каналов в агрегате Кобе выполнены в виде
групп продольных длинных отверстий небольшого диаметра, раз-
мещенных в стенках специальных втулок. Сверление таких от-
верстий при повышенных требованиях к их прямолинейности
представляет значительные технологические трудности.
Подвижные соединения агрегата имеют уплотнения щелевого
типа. Элементы рабочих пар выполняются из металла с высокой
степенью точности при хорошем качестве поверхностей и тща-
тельно пригоняются.
263
По утверждению специалистов [331, особенно большие труд-.
ности при создании гидропоршневых насосных агрегатов возникли
в связи с выбором материалов, которые должны обладать высо-
кой механической прочностью и сопротивляемостью коррозии,
а трущиеся рабочие пары должны также иметь износостойкие
поверхности. В последние годы для изготовления наиболее от-
ветственных деталей гидропоршневых насосных агрегатов, таких
как золотники, седла клапанов, фирма Кобе широко использует
нержавеющую сталь типа 414 [50]. Эта сталь, содержащая 12%
хрома и 2% никеля, закаливается лучше, чем аналогичные ле-
гированные стали, не содержащие никель. В закаленном состоя-
нии она хорошо сопротивляется абразивному износу, эррозии
и коррозии. Так, седла клапанов, изготовленные из стали типа 414,
имеют срок службы в четыре раза больший, чем седла из мате-
риалов, . применявшихся прежде. Погружные агрегаты с золот-
никами, изготовленными из этой стали, работают в скважинах
от двух до пяти лет.
Всасывающие и нагнетательные клапаны агрегатов Кобе ша-
риковые групповые с пружинной нагрузкой. Группы клапанов
размещены в кольцевом пространстве между штоками и корпусом
агрегата.
Фирма Кобе выпускает погружные агрегаты, предназначен-
ные для спуска в эксплуатационные колонны насрсных 2, 2х/г,
3 и 4" труб. Величина диаметра поршня двигателя составляет
обычно около половины внутреннего диаметра соответствующей
трубы. Длина хода поршневой группы агрегатов составляет ЗС!5—
762 мм, в зависимости от их диаметров. Соответственно и длина
агрегатов изменяется от 1993 до 4390 мм. Как видим, агрегаты
Кобе отличаются небольшой длиной хода. Для достижения боль-
шой гидравлической могцности они рассчитаны на работу при
большом числе ходов в минуту. Однако в целях предотвращения
значительного роста ускорений потока рабочей жидкости при
увеличении длины хода и диаметра поршня двигателя расчетное
число ходов поршневой группы в минуту уменьшается. У агрегв-
тов Кобе расчетное число ходов поршневой группы изменяется
в зависимости от размера от 83 до 57 в минуту.
Погружные агрегаты с номинальным размером 2 и вы-
пускаются не только трубного, но и свободного типа. Они имеют
небольшой вес, что позволяет проводить спуско-подъемные опера-
ции агрегатов свободного типа с помощью одного рабочего. Наи-
более распространены агрегаты свободного типа с номинальным
размером 21/г".
Максимальная теоретическая подача агрегатов Кобе диамет-
ром 4" почти достигает 300 м3/сутки. Максимальная расчетная
глубина подвески составляет 4575 м. Более подробные данные
об агрегатах Кобе приведены в табл. 13. Фирмой выпускаются
погружные агрегаты четырнадцати размеров. Они разбиты на
четыре группы — по наружному диаметру и длине хода поршней.
264
w ‘иноанИоп внид
•Аил ввнчхсвииэиер!

TUUUlfloj&V
‘АлАпшс a aotox
окоиь ионхаьовй
иди вооэвм вьеКоц
Спецификация гидропоршневых наеосных агрегатов Кобе
с; о to 1Л 1Л СЕ io о М СО О
d со Д d с» d щ' d d d о Д
4FC'jNFior-i©i>.c3Ni<coo»os
j Подача на один ход	в минуту, 1	м3/сутки	OOOBfi	0,18 0.34 0,52 0,41 0,58 0,78 1,12 0,89 1,18 1,52 2,22 2,29 3,34 5,17
		чЕалвлияК	0,348 0,348 0,348 0,80 0,80 0,80 0,80 1,525 1,525 1,525 1,525 3,3 3,3 3,3
АлАПИЯ я яоКох oii'oiih аошаьэх!,!			СО	со СО	*“, nF	nF	nF	nF	nF	Cn CO	CO CO	t' Г-	Ь t' О	И	Ф	CO	Л Ю in
1 Отношение	площадей поршней	ниалвлияК вэоэвн	1ЛОЮСЧ*ГЭОСП05®ОСОООЮ lO О кЛ^ Ю f~ о NF io	© nF CO О Ю
		вооовп виэлелияЦ	COOCOCMNFOOCTsr- ОССССО1Л cOOOCDCOOt-^cDOJO^DNFccO th'	О	w -H Д' о' тч' ri 6
Диаметры поршней, мм 1		вооэвн	cOsj’cqNFcDtNirac-j.Oi'MsFNFooco 6 о d m" cd Д © Д Д х' *f s? d o' СЧ CM CO CM СЧ CO CO CO CO co nF nF Ю CO
		виэхвлияК	25,4 25.4 25,4 31,7 31,7 31,7 31,7 38,1 38,1 38,1 38,1 50,8 50,8 50,8
мэ>пг*г-с~1^фдаст>о?ммсч
gOUOiOLOUOOOOOCOCOCO
wvc ‘iioHiudon
ВЙОХ ВНИИ'П'
ww ‘елвлоЦав вник)/
©StD:oS©$«3!§d;n§cs
ОС» CDCOCOCOnFnFnFnFCOCOCO
-г* СМ СМ СМ СЧ СО СО СО СО NF nF nF
«гм- ‘exejadae
diawenV иннжА<1в£[
s s
Ю LO Г' t— t'. b. С! о os
26!>
Поршни гидравлических двигателей в каждой из групп имея?
одинаковые диаметры. Поршни насосов имеют различные диа
метры. За стандартные размеры агрегатов приняты такие, у кото’'
рых поршни двигателей и насосов имеют одинаковый диаметр,’
В каждой группе имеется не менее одного агрегата с диаметров
поршня насоса, меньшим стандартного, и не менее одного агрегат’
с диаметром поршня насоса, большим стандартного. Из табл. 1
видно, что когда диаметр поршня иасоса меньше диаметра порши
двигателя, агрегат имеет меньшую подачу, но большую глубин
подвески по сравнению со стандартным агрегатом. В том сл)
чае, когда диаметр поршня насоса больше диаметра поршня двт
гателя, агрегат имеет большую подачу, но меньшую глубин
подвески, чем у стандартного агрегата. Номинальный размр
каждого агрегата определяется наружным диаметром его и дне
метром поршня насоса. В табл. 13 даны значения максимально
теоретической подачи агрегатов. При подборе агрегатов они обычн
умножаются па коэффициент подачи, равный 0,8 и, кроме тог<
дается запас на сокращение подачи по мере износа рабочих орга-
нов агрегата при длительной его эксплуатации.
Некоторое время фирма выпускала погружные агрегаты два-
метром 6", имеющие следующие расчетные параметры: подача
445 м?/сутки при глубине подвески до 3050 м и подача 660 м'\:сутп
ки при глубине подвески до 2070 м.
Как видно из приведенных данных, область применения гидро
поршневых насосных агрегатов Кобе очень широка. Они могу]
применяться для эксплуатации скважин различной глубины
включая скаажины сверхглубокие с малыми, средними и большим:
дебатами. Эффективность агрегатов остается высокой при работ
в скважинах различной глубины. Так, по имеющимся литера
турным данным, объемный к. и. д. погружного иасоса находите
обычно в пределах 0,8—0,99 при эксплуатации различных сква
жин. Общий к. п. д. всей установки для скважин средней i
большой глубин находится обычно в пределах 0,57—0,68. Дл
скважин очень большой глубины он имеет меньшие, по все ж
достаточно высокие значения.
Гидропоршневые насосные агрегаты Сарджент
Погружные агрегаты Сарджент [51, 52] состоят из гидравл»
ческих двигателей и насосов дифференциального действия. Эт
агрегаты отличаются большой длиной хода поршневой групп
и механическим переключением вспомогательного золотишь
На рис. 73, а показана схема агрегата при ходе поршневой групп
вниз, на рис. 73, б — при ходе поршневой группы вверх. Зол(
пиковое распределительное устройство 7 размещено в пустотел'
поршне 5 гидравлического двигателя. Рабочая жидкость под!
дится к распределительному устройству по верхнему пустотело]
штоку 3. Движение поршневой группы вниз происходит под д«
266
Рнс. 73. Схема гидро-
поршневого пасосного
агрегата Сарджент.
а— ход вниз; б— ход вверх.
1 — колонна труб для под-
вода рабочей жидкости; 2 —
колонна труб для подъема
добытой в отработавшей
жидкости; 3 — верхний пу-
стотелый шток поршня;
4, s — уплотнения штока;
5 — поршень двигателя; б —
I цилиндр двигателя; 7 — зо-
лотниковое распределитель-
ное устройство; з — нижний
силовой шток; 10 — ци-
линдр насоса; 11 — поршень
насоса; 12— нагнетательный
клапан; 13 — всасывающий
клапан.
е — отверстия для выкида
отработавшей жидкости; г—
отверстия для выкида добы-
той жидкости; D — верхний
упор вспомогательного зо-
лотника; С — нижний упор
вспомогательного золотника.
Жидкость: I — с забойным
давлением; II— добытая;
III — рабочая; IV — отрабо-
тавшая; V — отработавшая
н добытая.
а
б
ствием давления рабочей жидкости на площадь верхнего штока.
При этом отработавшая жидкость из нижней полости цилиндра 6
двигателя через золотниковое распределительное устройство вы-
тесняется в верхнюю полость цилиндра двигателя и затем через
отверстия е выбрасывается в ко лопну насосных подъемных труб 2.
Когда поршень двигателя достигает точки С, вспомогательный
золотник механически переключается в верхнее положение, ос-
новной же золотник (дифференциальный с двумя головками) гид-
равлически переключается в нижнее положение, открывая окно
для прохода рабочей жидкости в нижнюю полость цилиндра дви-
гателя. Начинается движение поршневой группы вверх (рис. 73, б)
вследствие давления рабочей жидкости па нижний торец поршня
двигателя. При этом, как и при ходе вниз, давление рабочей
жидкости сверху действует на площадь верхнего штока. Отрабо-
тавшая жидкость из верхней полости цилиндра двигателя через
те же отверстия е выбрасывается в колонну насосных подъемных
труб. Ход поршневой группы вверх завершается в точке D ме-
ханическим переключением вспомогательного золотника в нижнее'
положение и гидравлическим переключением основного золотника
в верхнее положение, вследствие чего доступ рабочей жидкости
в нижнюю полость цилиндра двигателя прекращается и под дей-
ствием давления ее на площадь верхнего штока начинается ход вниз.
Конструкция золотникового распределительного устройства
позволяет производить пуск двигателя при любом положении
поршня и золотников. В верхнем и нижнем крайнем положениях
поршневой группы предусмотрены гидравлические амортизаторы
для предотвращения сильных механических ударов ее. Насос
погружного агрегата имеет проходной поршень с шаровым кла-
паном. Добытая из скважины жидкость выбрасывается в колонну
подъемных насосных труб через отверстия г. Конструкция агре-
гата обеспечивает минимальное расстояние между всасывающим
и нагнетательным клапанами при крайнем нижнем положении
поршня и минимальный вредный объем. Благодаря этому, а также
большой длине хода проходного поршня иасос имеет небольшую
величину относительного вредного объема. Схема позволяет пол-
ностью использовать поперечное сечение агрегата для размеще-
ния поршней максимального диаметра и найти простые конструк-
тивные решения узлов его (за исключением золотникового рас-
пределительного устройства). Основные недостатки схемы: 1) не-
уравновешенность при ходах вверх и вниз; 2) отсутствие гидро-
защиты уплотняющих поверхностей цилиндра и поршня насоса;
3) очень большая длина агрегата; 4) трудность унификации дви-
гателя.
В качестве рабочей жидкости, по утверждению фирмы, может
быть использована не только сырая нефть, но также пресная
или соленая вода 153].
Подвижные соединения агрегата скомпонованы из металличе-
ских деталей с уплотнением щелевого типа. Фирмой выпускаются
268
плунжеры различных диаметров и различного назначения не-
скольких типов: 1) плунжеры из фирменного сплава секолой
(Secoloy), которые применяются в паре со втулками из закален-
ной фирменной стали секо, со втулками из закаленного чугуна,
с хонпингованными хромированными цилиндрами или с хоннин-
гованными закаленными цилиндрами; 2) хромированные плун-
жеры, применяемые в паре с закаленными чугунными втулками
или с хоннннгованными закаленными трубами; 3) секционные
плунжеры из закаленного чугуна, применяемые в паре с хон-
нингованпыми хромированными цилиндрами, с закаленными чу-
гунными втулками, с хоннннгованными стальными цилиндрами
или с хоннннгованными закаленными цилиндрами. Большое вни-
мание фирма уделяет точности изготовления плунжеров и втулок
и чистоте отделки, их поверхности. По всей длине рабочей по-
верхности плунжера па диаметр его выдерживается допуск от
О до минус 0,0126 .«-и.
Плунжеры из стали секолой изготовляются цельными. По-
верхность их представляет твердый нержавеющий сплав, более
свободный от примесей, чем все известные подшипниковые ме-
таллы. Рабочая поверхность имеет твердость около HRC60.
Цилиндровые втулки изготавливаются фирмой также из раз-
личных металлов. Для достижения хорошей и длительной работы
агрегатов обеспечивается тщательная пригонка пары плунжер —
втулка по всей длине рабочих поверхностей. Каждая втулка
подвергается тщательному контролю, при котором проверяется
постоянство диаметра по всей длине канала, параллельность об-
разующих канала и перпендикулярность торцов оси канала. При
помощи патентованного фирменного оборудования проверяется
твердость внутренней поверхности каждой втулки вместо обычно
применяемой выборочной проверки нескольких втулок из партии.
Цилиндры делаются также из стальных труб, внутренняя
поверхность которых подвергается азотированию на глубину
0,38 мм. Азотированная поверхность имеет очень высокую твер-
дость и хорошо противостоит абразивному износу. Эти цилиндры
могут работать в паре с поршнями из сплава секолой, с хромиро-
ванными или чугунными поршнями. Они позволяют обеспечить
максимальную производительность насоса для данного диаметра
насосных труб. Применять их рекомендуется особенно в скважи-
нах, эксплуатация которых осложнена вследствие наличия сер-
нистых соединений, вызывающих коррозию металлов.
Оригинальна конструкция цилиндров, собираемых из закален-
ных втулок, изготовленных из нержавеющей стали и чугуна.
Перед сборкой внутренняя поверхность кожуха хоннингуется,
а наружная поверхность втулок шлифуется. Втулки запрессовы-
ваются в кожух и составляют с ним как бы одно целое, что пред-
отвращает их смещение. Втулки обычно многократно восстана-
вливаются. Втулки из стали секолой после закалки имеют твер-
дость HRC 50—60 и обладают высокой сопротивляемостью
269
абразивному износу. В паре с плунжерами из стали секолой
они хорошо противостоят коррозии. Особое значение фирма при-
дает тщательному соблюдению режима цементации и термической,
обработки втулок. После закалки втулки отжигаТются для снятия
внутренних напряжений.
При изготовлении чугунных втулок применяется центробеж-
ное литье. Чугун берется определенного состава, проверяемого
анализом. Для плавки вместо вагранок применяются качающиеся
электрические печи. Это позволяет обеспечить лучшие условия
для контроля за ходом плавки и более равномерного распреде-
ления легирующих элементов, а также создать температуру, до-
статочно высокую для растворения всего графита, чтобы при
охлаждении он принимал шаровидную форму, что придает металлу
прочность и однородность. Взвешенные порции металла разли-
ваются в стальные подогретые формы, вращающиеся до тех пор,
пока металл не затвердеет. Скорость вращения составляет 1500—
3000 об/мин в зависимости от размера втулки. После извлечения
из форм втулки отжигаются в течение часа при температуре
954° С, а затем охлаждаются с понижением температуры на 38° С
в час до прохождения нижней критической точки. Структура
чугуна отливок — шаровидный графит плюс перлитио-ферритовая
металлическая основа. Втулки, полученные из отливок механи-
ческой обработкой, подвергаются закалке. Предел прочности
втулок на растяжение составляет более 35 кГ/см2. Химический
состав чугуна (в %): никеля — 1,25; молибдена — 0,50; крем-
ния — 2,00—2,20; серы — 0,04—0,07; фосфора — 0,20; общего
углерода — 2,85—3,00; связанного углерода — 0,40—0,60 в отож-
женных втулках и 0,70—0,80 в закаленных втулках. Твердость
закаленных втулок составляет HRC 40—44.
В насосе установлены сдвоенные шаровые клапаны. Массив-
ные сдвоенные седла клапанов отличаются прочностью и износо-
стойкостью при достаточно большом проходном отверстии. Седла
имеют длинные корпуса, что позволяет ремонтировать и восста-
навливать их несколько раз. Материал седел клапанов должен
быть не только твердым, но и достаточно вязким. Оптимальные
физические характеристики для седел клапанов, найденные в ре-
зультате длительных экспериментов, обеспечиваются тщательно
разработанным режимом термообработки. Твердость седел вы-
держивается в строгих пределах. Шары изготавливаются из
высококачественной нержавеющей закаленной стали.
Фирма Сарджент выпускает гидропоршневые насосные агре-
гаты трубного и свободного типа, предназначенные для спуска
в эксплуатационные колонны 2 и 21/®" насосных труб.
Конструкция седла агрегата. Седло состоит
из насосио-компре ссор ной трубы, на нижний конец которой на-
винчен башмак с посадочным конусом, обратным клапаном и
резьбой для присоединения колонны труб малого диаметра,
а на верхний конец навинчена специальная муфта, по внутрен-


270
Спецификация гидропорш левых насосных агрегатов Сарджент
	w •инэоак'оп ВВНЧ1ГВИИЭЯВИ	3660	2285	1520	4575	2740	1830	1370
пягцйэ/gtr ‘ЛхАтши е aofox экэиь ионхаьэе^ и<Тп еооэвн вьвйоц		sr	см О со	°! со -<	in со	ЧН in	СО	сэ с5 С1
ппгиГю/с»г ‘£х£пии я aoV -ох окоиь коыхаьосс! ndn ихэояНиж neboged Похэвд			т-<	ЧР	м со	C-J со	со	<= ел со
Подача ла один ход в минуту, м*[сутки	эоэвл	о» о	1П	со С4	ш	05 СЧ	СП СО	§
	неохехияЕ	00 о СЧ	§ сч	8	sr			
ВЕЭХ -Ejnatt и воооеи иоихшТоп HofetnoEn эвнашонхо		Cft 1П о	СМ о о	со со	in in	t° О	о т-<	о
Номинальные диаметры поршней, дюймы	ВООЭВП		*	*	г*	•«т»	В;	<м
	ивохелияП	£	*		05	<м	со	CJ
зпг ‘BumdoH rfox впив^		о тй	§ 'Г-'	О Й	О О	8		о
TBTOOita’ 'dxowButt BLMHHtAdEH игптчяеттиион		сч	OJ	cq	<4	сч	см	CJ
Номинальный	раамгр агрегата, дюймы	X X <м	X X <N	"х X CJ	С1	XT* С5 X м	X еч С-1	X С1 X сч
27Г
нему диаметру которой производится уплотнение погружного <
агрегата в седле при помощи 0-образного резинового кольца, ;
Длина хода поршневой группы: в агрегатах с наружным дна- J
метром 2"—1350 мл, в агрегатах с наружным диаметром 21/з"— 1
1700 мм. Во избежание больших ускорений потока жидкости
в каналах длинноходовые агрегаты делаются тихоходными. Рас- j
четное число ходов агрегатов Сарджент составляет 20 в минуту. 1
Но агрегаты с номинальным наружным диаметром 21/г,/ во мно- J
гих скважинах могут работать и с большим числом ходов в минуту. 1
Таким образом, в длинноходовых агрегатах золотники, поршни |
и клапаны совершают меньшее число ходов, чем в агрегатах Кобе, I
и благодаря этому срок службы их значительно возрастает [54]. >1
Полная длина погружного агрегата составляет около 10 м.
Более подробные данные о семи размерах агрегатов, выпускав- I
мых фирмой, приведены в табл. 14. Они разбиты на две группы. I
Наружные диаметры и диаметры поршней двигателей в каждой |
из групп агрегатов одинаковы. Поршни насосов имеют различ- I
ные диаметры. Номинальные размеры агрегатов определяются I
размерами наружного диаметра и диаметров поршней двигателя !
и насоса. В табл. 14 даны значения теоретической подачи насо- 1
сов при расчетном числе ходов. Объемный к. п. д. насосной части I
агрегатов в зависимости от условий работы изменяется в пре- |
делах 0,6—0,98. Объемный к. п. д. двигателей составляет обычно Я
0,92—0,99.	‘
Гидропоршневые насосные агрегаты Байрон Джексон
Погружные агрегаты Байрон Джексон 155], как и агрегаты |
Сарджент, состоят из гидравлических двигателей и насосов диф- J
ференциального действия. Они также отличаются большой длиной J
хода и механическим переключением вспомогательного золотника. 1
Однако в отличие от агрегатов Сарджент золотники в поршнях Я
двигателей размещены не параллельно, а последовательно по J
оси агрегата. Переключение вспомогательного золотника при 1
крайнем шикнем положении поршня производится при помощи 
специальной длинной тяги 2 (рис. 74). В отличие от других гидро- 
поршневых насосных агрегатов, применяемых в США, рабочая Я
жидкость к гидравлическому двигателю подводится не по основ- Я
ной, а по параллельной колонне труб малого диаметра, что по- |
зволяет существенно сократить потери на трение при движении И
жидкости в колоннах насосных труб. Рабочая жидкость постоянно fl
подводится в нижнюю полость д цилиндра двигателя. Если ос- I
иовной золотник 3 находится в верхнем положении, то рабочая ,1
жидкость через золотниковое устройство свободно проходит в верх- I
нюю полость в цилиндра двигателя. Поскольку площадь поршня 4, I
на которую действ уст давление рабочей жидкости, в верхней I
полости больше аналогичной площади поршня в нижней полости, 1
возникает сила, перемещающая поршень вниз. В крайнем ниж- |]
272	!
нем положении с помощью тяги 2 вспомогательный золотник
переключается в верхнее положение, после чего основной золот-
ник гидравлически переключается в нпжнее положение, закры-
тие. 74. Схема подроиорпшевого насосного агрегата Байрол Джексон.
а — ход вниз; б — ход вверх.
1 — колонна труб малого диаметра: 2 — тяга-переключатель; з — основной золотник;
i — поршень двигателя; 5 — сальник силового штока; fi — поршень насоса; 7 — нагне-
тательный клапан; 8 — всасывающий клапан.
в — верхняя полость цилиндра двигателя; г — канал для прохода добытой и отработавшей
жидкостей в колонну насосных труб; д — нижняя полость цилиндра двигателя; е —
верхняя полость цилиндра насоса; эк — окна для выквда добытой и отработавшей жидко-
стей; а — нижняя полость цилиндра насоса.
Жидкость, находящаяся под действием: I — рабочего давления; II — забойного давления;
III — избыточного гидростатического давления.
вая проход рабочей жидкости из нижней полости цилиндра дви-
гателя в верхнюю. Одновременно открывается выход отработав-
шей жидкости из верхней полости цилиндра двигателя в верхнюю
полость е цилиндра насоса через пустотелый шток, соединяю-
18 А. С. Казак.
273
щий поршни двигателя и насоса. Рабочая жидкость, поступаю-*
щая в нижнюю полость цилиндра двигателя, перемещает поршни
вверх (рис. 74, б). Отработавшая жидкость выбрасывается при
этом через отверстия ж в пустотелом штоке .непосредственно
пад поршнем насоса, защищая в некоторой степени трущиеся
поверхности поршня С и цилиндра его от попадания абразивных
частиц и улучшая их смазку. В верхней полости цилиндра на-
соса отработавшая жидкость смешивается с жидкостью, добытой
из скважины, и по каналу 2 поступает в основную колонну на-
сосных труб, а затем по ней же^ поднимается на поверхность.
В крайнем верхнем положении поршня вспомогательный золот-
ник снова механически переключается в нижпее положение,
после чего основной золотник гидравлически переключается в верх-
нее положение, открывая проход рабочей жидкости в верхнюю
полость цилиндра двигателя. Начинается ход поршневой группы
вниз. Цикл движения повторяется. Схема обладает теми же до-
стоинствами и недостатками, что и схема агрегата Сарджент.
Но по сравнению со схемой агрегата Сарджент она имеет допол-
нительные достоинства: 1) подача рабочей жидкости по колонне
труб малого диаметра; 2) наличие гидрозащиты, хотя и недо-
статочно совершенной.
Клапаны погружного агрегата шаровые. Нагнетательный кла-
пан 7 размещен в проходном поршне.
Цилиндры двигателя и насоса изготавливаются из стандарт-
ных стальных насосных труб с упрочненной и хоннингованной
поверхностью канала. В отличие от других агрегатов поршни
устанавливаются с чугунными компрессорными поршневыми
кольцами. Такие поршни, по утверждению фирмы, работают
лучше обычных. Но в некоторых случаях, когда поршни такого
типа оказываются неработоспособными, в агрегатах устанавли-
ваются обычные металлические поршни и втулки.
Фирма Байрон Джексон изготавливает гидропоршневые насос-
ные агрегаты трубного и свободного типов с номинальными на-
ружными диаметрами в 2, 21!ч, 3 и 41/а". Длина хода поршневой
группы в агрегатах всех размеров составляет 1524 мм, а рас-
четное число ходов ее — 20 в минуту. Агрегаты могут работать
и с большим числом ходов, но при этом срок службы их сокра-
щается. Расчетное давление рабочей жидкости составляет
210 кГ/см^. Более подробные данные об агрегатах, изготавливае-
мых фирмой Байрон Джексон, приведены в табл. 15. Они раз-
биты на три группы. В одну группу входят вставные погружные
агрегаты трубного типа диаметром 2, 2х/а и 3"; в другую — аг-
регаты свободного типа диаметром 2 и 21/а"; в третью — агрегаты
трубного типа диаметром 41/г", спускаемые в скважины только
с пакерами. В табл. 15 даны значения теоретической подачи
насосов при расчетном числе ходов. Максимальная расчет-
ная глтбина подвески погружных агрегатов достигает
4575 м.
274
Таблица 15
Спецификация гпдропоршиевых насосных агрегатов фирмы
Байрон Джексон
S &
S й
§ К
р
	Агрегаты				трубного типа					
2	47,6	31,7	31,7	7,9	7,9	63	148	1,75	1,75	35,0
2	47,6	31,7	27	7,9	5,7	6,3	1,48	1,75	1,25	25,0
21/ г	574	38,1	38,1	11,4	11,4	9,5	2,31	2,56	2,56	51,0
	574	38,1	31,7	11,4	7,9	9,5	2,31	2,56	1,75	35,0
2*/в	574	38,1	27	11,4	5,7	9,5	2,31	2,56	1,25	25,0
3	69,8	50,8	50,8	20,3	20,3	12,7	3,6	4,46	4,46	893
3	69,8	50,8	44,4	20,3	15,5	12,7	3,6	4,46	3,4	68,0
3	69,8	50,8	384	20,3	11,5	9,5	2,3	4,46	2,56	51,0
3	69,8	50,8	31,7	20,3	7,9	9,5	23	4.46	1,75	35,0
		Агрегаты			свободного типа					
2	47,6	31,7	31,7	7,9	7,9	6,35	1,5	1,75	1,75	35,0
2	47,6	31,7	27	7,9	5.7	635	1,5	1,75	1,256	25,0
2	44,4	38,1	38,1	11,4	114	9,5	2,3	2.56	2,56	51,0
2	44,4	38,1	31,7	11,4	7,9	93	2,3	2,56 1	175	35,0
2	44,4	38,1	27	11,4	5,7	93	2,3	2,56	1,25	25,0
2*/2	57,1	38,1	38,1	114	11,4	93	2,3	2,56	2,56	51,0
2^2	57,1	38,1	31,7	11,4	7,9	93	2,3	2,56	1,75	35,0
2j/2	57,1	38,1	27	11,4	5,7	9,5	23	2,56	1,25	25,0
2х/2	57,1	50,8	503	20,3	20,3	12 7	3,6	4,46	4,46	893
21/»	574	50,8	44,4	20,3	15,5	12,7	3,6	4.46	3,4	68.0
21/»	57,1	50,8	38,1	20,3	11,4	9,5	23	4,46	2,56	51,0
2^2	57,1	50,8	31,7	203	7,9	9,5	23	4,46	1,75	35,0
	Агрегаты			грубнего		типа	с пакерами			
4’/1	1’4,3	«2,5	82,5	53,5	53,5	19.0	5.7	11,7	11,7	235,0
41/»	1К.З	«8,5	69,8	53,5	зад	19,0		11,7	8,4	168.0
Гидропоршневые насосные агрегаты Камко
Погружной агрегат «Фулфлоу» фирмы Камко 1561 скомпонован
из гидравлического двигателя дифференциального действия
и поршневого насоса двойного действия (рис. 75). Золотниковое
устройство размещено в пустотелом поршне двигателя. Основной
18*	275
Рис. 75. Схема гидропоршпевого
е
fa'l'ilj'l ш
насосного агрегата Камко.
глотательные ^апаиь1, П —поршень нмоса ^^ обратный клапан седла-
НИ5К^Й "Xе™Те^„₽пстие перекрываемое Плотником; д - окна в пуетотелв
• -	Дам
Жидкость, иахмвдаяся	гидростатического давлении.
золотник 4 дифференциальный с двумя головками, причем головка
меньшего диаметра (судя по схеме) способна закрывать отверстия
для прохода жидкости лишь находясь в крайних положениях,
так как она имеет торцовые уплотняющие поверхности. Роль
вспомогательного золотника выполняет неподвижный пустоте-
лый шток 5, имеющий проточку в верхней части. При движении
поршня вверх (рис. 75, б) рабочая жидкость проходит в нижнюю
полость цилпндра двигателя через неподвижный пустотелый
шток 3. основной золотник 4 и пустотелый поршень 5. Отверстие
для прохода рабочей жидкости в пустотелый силовой шток 6 в это
время закрыто малой головкой основного золотника. В крайнем
верхнем положении рабочая жидкость иа камеры в золотника
может вытекать в верхнюю полость цилиндра двигателя через
канавку на неподвижном штоке. Под действием рабочей
жидкости на нижний торец золотника последний должен бы
переключиться в верхнее положение и закрыть нижней головкой
проход рабочей жидкости в нижнюю полость цилиндра двигателя,
открыв в то же время проход отработавшей жидкости через пусто-
телый силовой шток и отверстия д в колонну подъемных насосных
труб. Лишь в етом случае может начаться движение поршневой
группы вниз (рис. 75, а). Однако при наличии лишь торцовых
уплотнений малой головки золотника (при среднем положении
ее) возможен проход рабочей жидкости через поршень двигателя
и отверстия б непосредственно в пустотелый силовой шток и да-
лее — в колонну подъемных насосных труб, т. е. может не про-
изойти переключение золотника. Переключение золотника воз-
можно лишь в том случае, если ход его будет очень небольшим
и в щелях между малой головкой золотника и посадочными местами
ее будут созданы определенные и достаточно большие сопротивле-
ния проходу рабочей жидкости. Эти специально созданные гид-
равлические сопротивления неизбежно повлекут за собой увели-
чение необходимого давления рабочей жидкости и снижение
к. п. д. двигателя. Кроме того, если золотник даже находится
в крайнем верхнем положении, то, для того чтобы удержать его
в этом положении на протяжении всего хода поршневой группы
вниз, давление в камере в золотника должно быть ниже давления
рабочей жидкости. Однако потому, что при движении поршня
эта камера замкнута и имеет небольшой объем, давление в ней
может легко уравняться с давлением рабочей жидкости в полости
порпшя двигателя вследствие даже небольших утечек рабочей
жидкости в камеру золотника через зазоры уплотняющих соеди-
нений. В этом случае произойдет преждевременное перемещение
золотника вниз, которое должно быть лишь в крайнем нижнем
положении порпшя, когда открывается свободный проход рабочей
жидкости в камеру золотника. Избежать преждевременного пере-
ключения золотника можно лишь при условии идеальной герме-
тичности уплотняющих соединений. Достичь этого очень трудно.
Ид-за указанных недостатков распределительного устройства пуск
277
двигателя может быть затруднен, а при некоторых условиях не-
возможен; работа же двигателя в зависимости от режима, состоя-
ния его и условий может быть неустойчивой. Изготовление такого
распределительного устройства связано со значительными техно-
логическими трудностями.
В агрегате возможно применение более надежного и экономич-
ного распределительного устройств. Достоверность же схемы рас-
пределительного устройства, опубликованной фирмой, вызывает
сомнения.
Оригинально решение насосной части агрегата. Насос двой-
ного действия имеет два всасывающих 12,13 и два нагнетательных
9,10 клапана, причем все они размещены в поршне насоса. Всасы-
вание жидкости из скважины в нижнюю и верхнюю полости
цилиндра насоса производится через нижний пустотелый шток
поршня насоса, выкид добытой жидкости — через пустотелый
средний силовой шток, имеющий окна д в средней части. Нижний
шток проходит через один сальник 15, верхний — через два
сальника 7, 8, между которыми находится камера для выхода
отработавшей и добытой жидкостей. Такая схема позволяет в на-
сосе двойного действия установить клапаны больших размеров
и сравнительно простой конструкции, создать осевые каналы для
прохода жидкости достаточно большого сечения и организовать
поток ее с минимальным количеством поворотов. Однако схема
насоса имеет и существенные недостатки: 1) большой вредный
объем в обеих полостях насоса, являющийся причиной значитель-
ного снижения коэффициента наполнения при откачке нефти,
содержащей газ; 2) отсутствие гидрозащиты и смазки уплотня-
ющих поверхностей поршня и цилиндра рабочей жидкостью, что
затрудняет применение агрегата в пескопроявляющих и сильно
обводненных скаажинах; 3) необходимость установки нижнего
пустотелого штока с сальником и удлинения среднего штока
с установкой дополнительного сальника и созданием специальной
длинной камеры, что ведет к Значительному увеличению длины
агрегата й не дает возможности проектировать агрегаты с большой
длиной хода поршней. Поэтому для обеспечения достаточно вы-
сокой подачи агрегаты должны быть быстроходными.
Агрегат этого типа может быть достаточно эффективным при
эксплуатации скважин с небольшими газовыми факторами и
высокими динамическими уровнями, позволяющими обеспечивать
большое погружение агрегата, и с небольшим содержанием меха-
нических примесей и воды в добываемой жидкости. Схема агрегата
позволяет найти сравнительно простые конструктивные решения,
отличающиеся прочностью элементов. Нагрузки при ходе его
вверх й вниз могут быть уравновешены, а скорости уравнены по-
средством соответствующего подбора сечений поршня и штока
двигателя и верхнего неподвижного штока 3.
По данным фирмы, агрегат имеет металлические уплотнения
рабочих Нар, отличающиеся большим сроком службы. Благодаря
278
небольшой длине и весу спускать и поднимать агрегат из скважины
может один человек. Автор не располагает данными о размерах
и параметрах гидропоршневых насосных агрегатов, выпускаемых
фирмой.
Гидропоршневые насосные агрегаты Джонсон-Фаг
Фирмой созданы агрегаты дифференциального действия с зо-
лотниковым устройством, размещенным в поршнях двигателей,
и с пустотелыми штоками для выброса отработавшей жидкости
[571. Агрегаты свободного типа с номинальным диаметром 2"
имеют длину 4803 м, с номинальным диаметром 21/й" — 5850 мм.
Более подробные данные об агрегатах приведены в табл. 16.
Таблица 16
Спецификация гидропоршневых паеосных агрегатов Джонсон-Фаг
3
3
Диаметры
поршней,
лж
Площади
поршней,
СЛ12
£
I
*
сЗ
И
я
Подача на
один ход
в минуту,
Л18/ сутки
° £
S Cl
s'*
2
2
2
2l/a
2l/a
2x/2
47,6
47,6
47,6
57,1
57,1
57,1
41,2
41,2
41,2
50,8
50,8
50,8
27,0
31,75
38,1
38,1
44,4
50,8
13,2
13,2
13,2
20,4
20,4
20,4
5,6
7,9
11,3
15,3
20,4
2,3
2,3
2,3
2,3
3,6
3,6
1243
1243
1243
1675
1675
1675
24
2,4
2,4
4,9
4,9
4,9
1,02
1,41
2,04
2,75
3,75
4,9
8—30
8—30
8—30
6—22
6—22
6—22
30,7
42,6
61,2
60,4
82,5
107,5
В
s
и
§
£
g


и
8
£
К
3
я
а
И
В
t! Й
2 о
S

к я И
Гидропоршневые насосные агрегаты Ойлмастер
В самое последнее время [58] появились сведения о выпуске
уравновешенных погружных агрегатов свободного типа насосной
фирмой Ойлмастер («Oilmaster Multiple Tube Pump»), известной
прежде под названием «Fluid Packed Pump Со.». По утверждению
фирмы, агрегат очень высоко эффективен и надежен, а также
устойчив в работе при изменении режима в широком диапазоне.
Оборудование скважин
При эксплуатации скважин гидропоршневыми насосными
агрегатами в США применяется четыре схемы оборудования их:
1) погружной вставной агрегат трубного типа с двумя концентрич-
279
нымп колоннами насосных труб; 2) погружной агрегат труб]
типа с одной колонной насосных труб и пакером, позволяю
использовать в качестве капала колонну обсадных труб; 3) агр
Рис. 76. Схема оборудования скважины
вставным агрегатом трубного типа
с двумя концентричными колоннами
насосных труб.
I — головка устья скважины; 2 — труба
с рабочей жидкостью; з — узел вышибного
клапана; 4 — вышибной клапан; б — решетка;
« — пусковой фильтр; 7 — труба решетки;
8 — обратный клапан; Р— трубы для модъема
добытой и отработавшей жидкости; 10 — по-
гружной агрегат; 11 — посадочный башмак.
Рис. 77. Схема оборудования •
жины погружным агрегатом
бедного типа с двумя парил;
ними колоннами насосных 
1 — головка устья с четырех»!
краном; 2 — инжектор для с
растворимых пробок в колонну
з — вашим; 4 — погружной ш
свободного типа; 5 — седло nrpi
6 — башмак седла; 7 — увел (
кого клапана-
СВОбоднОГО типа с двумя параллельными колоннами насо(
труб; 4) агрегат свободного типа с одной колонной насосных
и пакером.
Схема оборудования скважины вставным агрегатом труби
типа с двумя концентричными колоннами насосных труб, п
280
меняемая фирмой Кобе, показана на рис. 76. Для спуска погруж-
ного агрегата и подвода рабочей жидкости к нему обычно приме-
няется колонна насосных труб 2 небольшого диаметра. Для под-
вески центральной колонны труб и разобщения ее внутренней
полости с кольцевым пространством между трубами применяется
специальная быстро устанавливаемая головка 1 устья скважины.
При спуске и подъеме центральной колонны труб уплотняющие
элементы из головки удаляются, и устанавливается спайдер для
клинового захвата труб. На забое выше всего над агрегатом на-
ходится муфта 3 с вышибным клапаном 4. Обычно она устанавли-
вается во второй трубе над агрегатом и служит для опорожнения
центральной колонны труб перед подъемом его. Для этого в ко-
лонну труб сбрасывается ломик, который разрушает клапан. После
подъема труб вместо сломанного клапана устанавливается новый.
Ниже вышибного клапана устанавливается решетка 5 со спе-
циальной трубой 7 для защиты агрегата от попадания случайных
предметов. Внутри трубы размещен пусковой фильтр 6, защищаю-
щий погружной агрегат от попадания окалины и грязи, оседаю-
щих обычно над ним при спуске труб. После засорения фильтра
давлением рабочей жидкости разрывается мембрана, закрывающая
обходный канал. По этому каналу рабочая жидкость устремляется
к погружному агрегату. Решетка с трубой й стартовый фильтр
составляют самостоятельный узел. Между этим узлом и погруж-
ным агрегатом 10 устанавливается обратный клапан 8, препят-
ствующий при спуске агрегата попаданию жидкости из скважины
через двигатель в центральную колонну труб. Нижний кони-
ческий наконечник агрегата уплотняется в посадочном башмаке
7/, спускаемом с наружной колонной насосных труб 9. В скважи-
нах с большим газовым фактором на нижний патрубок посадочного-
башмака навинчивается газовый якорь.
Оборудование скважины агрегатом трубного типа с одной
«олонной насосных труб и пакером применяется при небольшом
значении газового фактора. Для этой цели может быть в основном
использовано оборудование, описанное выше. Лишь для уплотне-
ния погружного агрегата в пакере применяется специальный на-
конечник. Спуск и установка пакера производятся при помощи
колонны насосных труб, на которой спускается и агрегат.
Схема оборудования скважины погружным агрегатом свобод-
кого типа с двумя параллельными колоннами насосных труб,
применяемая фирмой Кобе, показана на рис. 77. Основной ко-
лонной насосных труб является та, по которой производятся
спуск и подъем погружного агрегата. Параллельная колонна
труб, служащая только для прохода жидкости, свинчивается
обычно из труб небольшого диаметра. В схемах, применяемых
всеми фирмами, за исключением фирмы Байрон Джексон, по ос-
новной колонне труб подается рабочая жидкость к погружному
агрегату, а по параллельной поднимается отработавшая и добытая
жидкости. В некоторых случаях применяется раздельный подъем
281
отработавшей и добытой жидкостей с использованием трех парал- J
•дельных колонн насосных труб. В этом случае обычно две колонны 1
свинчиваются из труб небольшого диаметра.	>;
На устье скважины устанавливается специальная головка 7, 1
в которой размещен четырехходовой кран, позволяющий изменять |
направление потоков рабочей жидкости между колоннами насос- 1
ных труб, а также отверстие, закрываемое ловителем, для спуска Я
и подъема погружного агрегата. На трубе, служащей для подъема я
добытой жидкости, установлен инжектор 2 для спуска раствори- Я
мых пробок при очистке внутренней поверхности труб от парафина, I
отложившегося па ней. Башмак 5 седла снабжен вставным узлом I
обратного клапана 6, в котором кроме обратного клапана с по- I
стояйным магнитом имеется также I
вышибной клапан, разрушаемый 9
перед подъемом труб для Их |
опорожнения от жидкости. Баш- I
маки седел применяются двух 1
типов. Башмак одного типа I
имеет ннжнии резьбовый патру- I
бок, ось которого совпадает с осью I
основной колонны насосных труб. I
На этот патрубок навинчивается I
газовый якорь. В башмаке другого I
типа ннжний патрубок смещен >
таким образом, что его ось сов- d
падает с осью обсадной колонны, л
Рис. 78. Трубные зажимы. Это позволяет под седлом погруж- I
него агрегата разместить якорь, |
на который передается часть веса колони насосных труб в скважи- I
нах большой глубины.
Трубы скрепляются между собой специальными зажимами 3, I
устанавливаемыми над каждым из резьбовых соединений основной I
колонны насосных труб при их спуске. Колонна малого диаметра I
Имеет резьбовое соединение с башмаком седла, и спуск обеих |
колонн труб производится одновременно.	'i
Зажимы (рис. 78) выпускаются для скрепления двух и трех I
параллельных колони насосных труб. Изготавливаются они из В
Ковкого чугуна. Внутренние поверхности их шлифуются для I
лучшего прилегания к поверхности труб, а наружной придается I
обтекаемая форма. Стягиваются зажимы при помощи прочных, J
не подвергающихся коррозии болтов с потайными головками, 1
выполненных из нержавеющей стали и подвергнутых термообра- 1
ботке. Зажимы легко и быстро устанавливаются при помощи спе- I
циального ключа. В настоящее время выпускаются зажимы еле- I
дующих размеров (в дюймах): 2х’А; 2x1; 2xlV«; 21/гХ1; I
2х/2 х!*/<; 2Г/2Х2; 2X2; Зх1*/«; г^хР/дх!; 2*71 xlxl. j
Операции по сцуску и подъему параллельных колонн насосных I
труб, скрепленных зажимами, требуют затраты большого коли- 1
282
чества времени. В целях экономии времени на спуско-подъемные
операций фирма Сарджент недавно разработала и испытала на
промысле новую конструкцию седла для схемы с тремя параллель-
ными колоннами насосных труб, позволяющего производить раз-
дельный спуск нх [59J. Седло спускается в скважину ла колонне
21//' труб. Две параллельные колонны l1//' труб, предназначен-
ные для подъема на поверхность отработавшей и добытой жидкостей,
спускаются в скважину раздельно, вставляются в специальные
гнезда башмака седла и уплотняются в них. Правильная установка
колонн обеспечивается вогнутой поверхностью соответствующего
участка башмака седла. По данным фирмы, экономия времени
при спуско-подъемных операция?, составляет 30—50% по сравне-
нию с одновременным спуском трех параллельных колонн насос-
ных труб. В этом случае неисправность одной из колонн
насосных труб не вызывает необходимости подъема всех
трех.
Схема оборудования скважины агрегатом свободного типа
с одной колонной насосных труб и пакером наиболее проста.
Башмак седла имеет гнездо для установки узла вставного обратного
клапана. Ннжний патрубок имеет наружную резьбу для соедине-
ния с пакером. Спуск пакера производится вместе с колонной
труб. Перед подъемом труб разрушается вышибной клапан,
и через образовавшееся отверстие сообщаются полости обсадной
колонны под пакером и над пакером, после чего становится воз-
можным подъем его. Для таких скважин выпускается специаль-
ный комплект оборудования. Схема с пакером применяется в сква-
жинах с небольшим газовым фактором.
Оборудование скважин, выпускаемое другими фирмами США,
не отличается принципиально от описанного выше. Но конструк-
тивное оформление узлов бывает различным. Так, например,
конструктивное решение обвязки устья, изготавливаемой фирмой
Байрон Джексон, совершенно не похоже на то, которое принято
фирмой Кобе.
В гидропоршневых насосных установках для спуска в сква-
жины применяются главным образом насосно-компрессорные
трубы с высаженными концами, испытанные под давлением
в 350 кГ!сл&. Лишь в установках с параллельными колоннами
для неглубоких скважин применяются иасосно-компрессорные
трубы с гладкими концами, также испытанные под давлением
в 350 кГ'см^. При спуско-подъемных операциях с трубами тща-
тельно следят за тем, чтобы смазка с резьбовых соединений ие
попадала в колонны труб, так как это может послужить причиной
заедания и даже повреждения погружного агрегата. При высоких
давлениях для резьбовых соединений обычно применяется смазка
на цинковой основе.
283
Вспомогательное погружное оборудование для агрегатов
свободного типа
Комплект ловильного инструмента а (рис. 79) имеет резьбы
ниппелей 3/«" насосных штанг. В нижней части ловильного ин-
струмента а (верхний на рис. 79), предназначенного для захвата
и извлечения узла обратного клапана, имеется стержень, при
а — ловильный инструмент; б — пусковой фильтр; « — приемная сетка насосз,* г —
уплотняющая головка агрегата, спускаемого с глубинным манометром; 0 — патронник
погружного агрегата с глубинным мапомстром; е — трубный шаблон; ж — трубный
ерш.
помощи которого производится разрушение вышибного клапана
для спуска жидкости из колонны труб. Комплект инструмента а,
показанный в середине рисунка, применяется для спуска и уста-
новки в седле узла обратного клапана. Конструкция инструмента
позволяет легко освобождать его после установки узла обратного
клапана па место. Ловитель (иижняя часть а, рис. 79) агрегата
предназначен для захвата за пику и извлечения на поверхность
284
погружного агрегата в тех случаях, когда подъем его при помощи
рабочей жидкости оказывается невозможен (например, при боль-
шой утечке жидкости в колоннах труб).
При первом пуске установки, а также после подъемов труб на
погружной агрегат сверху часто навинчивается пусковой фильтр
б, предназначенный для предотвращения попадания окалины
и грязи в гидравлический двигатель. Фильтр имеет мембрану, ко-
торая разрывается давлением жидкости после засорения сетки
и позволяет проходить жидкости непосредственно в двигатель.
Для предотвращения засорения насосной части агрегата му-
сором, скапливающимся обычно в новых скважинах, нижняя
часть агрегата может быть дополнена приемной сеткой е, уста-
навливаемой в нижпой трубе его. Засорение приемной сетки на
поверхности может быть обнаружено по неравномерной работе
погружного агрегата и колебанию стрелки манометра. Для очистки
сетки агрегат поднимается на поверхность.
При помощи агрегата свободного типа удается легко и быстро
производить измерения забойного давления. Для этого в нижней
трубе агрегата д, называемой патронником, устанавливается
глубинный манометр. Во избежание повреждений при спуске
и подъеме глубинный манометр подвешивается между двух спи-
ральных пружин. При спуске глубинного манометра обычная
уплотняющая головка погружного агрегата заменяется специаль-
ной головкой г.
Перед спуском основной колонны насосных труб для проверки
внутреннего канала их применяется специальный трубный ша-
блон е. Нижняя часть его используется также в качестве макета
погружного агрегата при опрессовке колонны труб после спуска
ее. Для этого на шаблон навинчиваются обычные уплотняющие
наконечник и головка и он спускается на место погружного аг-
регата в седло.
Для очистки внутренней поверхности вновь спущенной основ-
ной колонны насосных труб от окалины, ржавчины, песка и грязи
применяются специальные ерши ж.
§ 3. СОСТАВ II НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГИДРОПОРШИЕВЫХ
НАСОСНЫХ УСТАНОВОК, ПРИМЕНЯЕМЫХ В США
Состав установок
Применяются различные схемы н состав установок. Различие
их определяется местными условиями. В некоторых случаях
применяются индивидуальные установки, нр> в большинстве слу-
чаев при помощи гидропоршиевых насосных установок эксплуати-
руются группы скважин. Количество скважин, обслуживаемых
одной групповой установкой, составляет от трех-четырех до не-
скольких десятков. Но наиболее распространены установки,
объединяющие 8—15 скважин. Оборудованием, необходимым
285
в установках любого типа, являются: силовой агрегат, система4
трубопроводов с контрольно-регулирующсй аппаратурой и pe-t
зервуар с рабочей жидкостью. Во многих случаях в состав уста-
новки включаются устройства для подогрева и очистки рабочей!
жидкости и газосепараторы. Очень широко при эксплуатации?
скважин гидропоршневыми насосными установками применяются)
химические реагенты для внутрискважинной деэмульсации и
предотвращения коррозии труб. Оборудование для дозировки»,
и подачи химических реагентов в рабочую жидкость обычно мон-
тируется на силовом агрегате.
Для наземных напорных трубопроводов рабочей жидкости
применяются насосно-компрессорные трубы с гладкими концами,1
опрессованные водой под давлением 350 кГ/cjvP. К скважинам,.,
эксплуатируемым погружными агрегатами с наружным диа-
метром 2", подводятся напорные 1" трубопроводы; к скважинам,
эксплуатируемым погружными агрегатами диаметром 2х/г, 3, —
I’Ai" трубопроводы; к скважинам, эксплуатируемым погружными
4" агрегатами, — 2" трубопроводы.
Интересно, что иногда индивидуальные установки применяются
даже в случае необходимости сложной подготовки рабочей жидко-
сти. Примером может служить эксплуатация одной из скважин
месторождения Фелмак в Западном Тексасе [60]. Здесь при по-
мощи погружного агрегата Кобе трубного типа (с пакером) раз-
мером 4 х28/в" с глубины 1500 м добывается 264 сутки
жидкости (при п = 52 хода в минуту), из них нефти лишь
24 м?!сутки. Расход рабочей жидкости составляет при этом
175 сутки, а суммарный расход добытой и отработавшей
жидкостей — 430 мР/сутки. Дегидрация нефти производится с по-
мощью подогрева н отстаивания жидкости, поступающей из сква-
жины. Для подогрева используется пар, полученный в теплооб-
меннике двигателя и в специальном небольшом котле с газовой
горелкой. Для привода силового насоса используется дизель
мощностью 75 л. с. Все оборудование размещено компактно на
небольшой площади.
Нередко групповые установки, предназначенные для эксплу-
атации от двух до десяти скважин, имеют в своем составе лишь
один силовой агрегат. В качестве примера приведем одну из
групповых установок месторождения Спрейберри в Западном
Тексасе [45], предназначенную для эксплуатации трех глубоких
скважин агрегатами свободного типа. Установка очень проста.
На самой крупной групповой установке этого месторождения,
предназначенной для эксплуатации 15 скважин, установления
два силовых агрегата.
Значительно сложнее групповые установки, предназначенные
для эксплуатации большого количества скважин, вследствие
скопления большого количества контрольно-измерительной и ре-
гулирующей аппаратуры и запорной арматуры в пределах одной
установки. Примером большой групповой установки может слу-
286
жить одна из установок морского месторождения Вилмингтон
[13]. Эта установка позволяет эксплуатировать при помощи
гидропоршневых насосных агрегатов свободного типа 47 напра-
вленных морских скважип в гавани Лонг-Бич. Около
1600 м8/сутки рабочей жидкости подают 12 силовых агрегатов,
установки под давлением в 126—140 кПсл? и 210 кГ/смл в две
магистральные 4" линии. Из этих линий рабочая жидкость рас-
пределяется по отдельным скважинам. Силовые агрегаты имеют
газовые двигатели мощностью по 45 л. с„ Тепло, полученное при
охлаждении двигателей, также используется для подогрева ра-
бочей жидкости главным образом в целях снижения ее вязкости
и уменьшения гидравлических потерь.
Применение газовых двигателей и системы утилизации тепла,
отводимого от них, повышает стоимость установок и усложняет
эксплуатацию их. Но благодаря этому существенно повышается
их эффективность. В последнее время особенно на небольших
установках все большее применение получает электропривод.
Объясняется это тем, что при наличии электропривода установка
легче поддается автоматизации и телеуправлению. Преимущество
того или иного вида привода определяется местными условиями
и параметрами установки.
Характерной особенностью установок всех ’типов является
открытое расположение их, отсутствие каких-либо зданий. Это
позволяет значительно снизить капитальные затраты на монтаж
установок, не только вследствие уменьшения затрат на строитель-
ные работы, но также и в результате уменьшения требований
пожарной безопасности, что позволяет устанавливать более де-
шевое (обычного исполнения) оборудование и вспомогательную•
аппаратуру. Необходимо учесть, что месторождения, на которых
применяются гидропоршневые насосные установки, расположены
преимущественно в юншых районах США.
Силовые агрегаты]
В гидропоршневых насосных установках, насколько нам из-
вестно, в большинстве случаев применяются силовые агрегаты,
выпускаемые фирмой Кобе. Поэтому и рассмотрим их более по-
дробно. Силовые насосы фирмы Кобе трехплунжерные вертикаль-
ные с комбинированной системой смазки. Опи рассчитаны на
длительную непрерывную работу с полной нагрузкой и имеют
закрытое водонепроницаемое исполнение. Насосы быстроходны
и поэтому компактны и легки. Для привода насосов обычпо ис-
пользуются газовые двигатели, монтируемые вместе с насосом
на легкой металлической раме, но не поставляемые фирмой.
Вместо газового двигателя может быть установлен электрический.
На этой же раме монтируются бачок для химических реагентов
и питатель с приводом, подающий их в рабочую жидкость, а также
подпорный насос, подающий рабочую жидкость во всасывающую
287
линию силового насоса. Силовой насос соединен с двигателем
эластичной муфтой и редукционной зубчатой передачей, позволя-
ющей изменять величину передаточного отношения.
Интересной особенностью насосов является применение уплот-
нения плунжеров щелевого типа. При хорошей обработке и при-
Рис. 80. Силовой агрегат размера 2, выпускаемый фирмой Кобе.
J — манометр на всасывающей лилии; Я — всасывающая линия трехплундаерноги насоса;
з — выкидное отверстие трехплунжерного насоса; 4 — манометр высокого давления;
5 — защитный кожух соединительной муфты; б — отверстие для контроля за уровнем
-масла; 7 — бачок с химическими реагентами; 8 — масляный насос; 9 — шпатель для
химических реагентов; 10 — подпорный насос.
гонке плунжеров и втулок обеспечиваются малые потери на трение
в этих парах и небольшие утечки. Насосы снабжаются сменными
парами плунжер — втулка различного диаметра. Клапаны на-
соса шаровые.
Фирма выпускает два размера силовых агрегатов. Агрегат
размера 2 (рис. 80) имеет следующие параметры:
Максимальная мощность, л. с. . .	...	.... 12,5
Максимальное давление, кГ[см2 ............ 350
Максимальное число оборотов коленчатого вала в ми-
нуту ........................-...............-	-  350
Максимальная подача, м8/сутки ............ 71,5
Этот агрегат применяется главным образом в индивидуальных
гидропоршневых установках. Но иногда его используют и в не-
больших групповых установках при эксплуатации скважин не-
большой глубины.
288
В агрегатах фирмы Кобе имеются исключительно большие
возможности ступенчатого регулирования подачи в широких
пределах. Регулирование производится тремя способами: изме-
нением числа оборотов газового двигателя; изменением передаточ-
ного отношения редуктора; установкой плунжеров и втулок раз-
личного диаметра. В табл. 17 показано, как в зависимости от
диаметра плунжеров и числа ходов могут изменяться подача и
гидравлическая мощность насоса размера 2, длина хода плунже-
ров которого составляет 76,2 мм. Стандартным для этого агрегата
является передаточное отношение, равное 3,986. По особому
заказу поставляются также агрегаты с передаточным отношением,
равным 2,779; 3,413; 4,670 или 5,204.
Таблица 17
Изменение подачи н гидравлической мощности насоса размера 2
в зависимости от диаметра плунжера и числа ходов
					Число ходов		в минуту			
		©рТр	100		200		300		400	
		5 »								
S Й5	Площадь, см2	Максимал давление,	Подача, м2/сутки	ё © Рг О S ч	Подача, At5/сутки	►в о о Йс О S >5	Подача, м2/сутки	л о о tE Яс о Ss	Подача, м2/ сутки	Мощность, л. с.
17.45	2,40	332	7,80	3,97	15,65	7,94	23,45	11,91	27,40	13,89
19,05	2,85	279	9,30	3,97	18,60	7,94	27,90	11,91	32,60	13,89
20,60	3.34	238	10,90	3,97	21,95	7,94	32,80	11,91	38,40	13,89
22,20	3,87	205	12,65	3,97	25,35	7,94	38,00	11,91	44,40	13,89
23,80	4,45	179	14,55	3,97	29,20	7,94	43,70	11,91	51,00	13,89
25,40	5,06	157	16,60	3,97	33,20	7,94	49,70	11,91	58,20	13,89
28,60	6,40	124	21,00	3,97	42,00	7,94	63,00	11,91	73,50	13,89
31,7.5	7,94	100	25,90	3,97	51,80	7,94	77,7	11,91	90,9	13,89
Силовой агрегат размера 3
имеет следующие параметры:
Максимальная мощность, л. с.......................40
Максимальное давление, кГ/см* ....................350
Максимальное число оборотов коленчатого вала в ми-
нуту .............................................. 300
Максимальная подача, м3/сутки .	....	... 254
В табл. 18 показано, как в зависимости от диаметра плунже-
ров и числа ходов могут изменяться подача и гидравлическая
мощность насоса размера 3, длина хода плунжеров которого со-
ставляет 101,6 мм. Определение числа ходов насоса обеспечивается
путем подбора соответствующих зубчатых колес. Фирмой вы-
пускаются агрегаты, имеющие следующие передаточные отно-
шения: 3,079; 3,579; 4,330 и 4,864.
19 А. С. Казак.
289
Таблица 18 !
Изменение подачи н гидравлической мощности насоса размера 3										
	в зависимости от диаметра плунжера и числа ходов									
			Число ходов в минуту							
плуц/кер		О « |П	10	)	200		250		300	
	й		3	л	3	л"	- £		3 - »	й
§ я в	t g«,	1g К Я я Я	₽ Б	о о	g £	L е	а?	о а и 4 с	Й £ я	I о
	с 3		С ?	S ч	к ч	2 Ч	к з	йч		S ч'
19,05	2,85	350	12,50	6,68	25,00	13,4	31,25	16,7	37,70	20,2
22,20	3,88	350	17,00	9,10	34,00	18,2	42,40	27,7	51,00	27,2
25,40	5,72	350	22.20	11,9	44,50	23,8	55,60.	29,8	61,70	35,6
28,60	641	350	28,10	15,3	56,40	30,6	68,80	38.2	84,40	45,8
31,75	7,93	289	34,75	15,3	69,50	30,6	87,00	38,2	104,00	45,8
34,95	9,60	238	42.10	15,3	84,00	30,6	105,00	38,2	126,00	45,8
38,10	11,40	200	50,00	153	100,00	30,6	123,00	38,2	150,00	45,8
41:30	13,40	171	58,80	15,3	117,40	30,6	146,20	38,2	176,00	45,8
44,45	15,55	147	68,00	15,3	136,20	30,6	170,80	38,2	204,50	46,8
47,60	17,85	128	7830	15,3	156,20	30,6	195,50	38,2	234,50	45,8
50,80	20,30	113	89,00	15,3	177,60	30,6	222,10	38,2	266,50	45,8
54.00	22,90	100	100,5	15,3	201.00	30,6	250,60	383	301 00	45,8
57,75	25,65	89	112,3	153	225,00	30,6	281,00	38,2	337,00	45,8
В последние годы фирма начала выпускать силовые насосы
размера 3 мощностью в 60 л. с.
Станция управления групповой установкой
Станция управления предназначена для распределения, конт-
роля и регулирования расхода рабочей жидкости из магистраль-
ных линий по скважинам. Монтируется опа из собранных на 
заводе секций, включающих в себя контрольно-измерительную
и регулирующую аппаратуру.
Выпускаются два типа станций управления. В станциях
основного типа расходомеры устанавливаются на всех напорных <
линиях, идущих к скважинам (рис. 81). В станциях второго
типа устанавливается лишь один расходомер на обводной лиипп.
Для измерения расхода рабочей жидкости каждая нз скважин
поочередно подключается к этому расходомеру. Станции второго
типа значительно дешевле, ио применяются они лишь при эксплуа-
тации скважин с дебитами до 8 мЧсутки.
Магистральная 1 и дренажная 6 линии выпускаются секциями,
-рассчитанными на установку одной, трех или пяти измерительных
секций. Рабочая жидкость из магистральной линии попадает
в секции регулирования расхода рабочей жидкости по отдельным
скважнпам. Эти секции выпускаются двух типов. Секции 2 типа '
А имеют дроссель с ручным управлением и применяются при ।
290
49*
регулировании расхода рабочей жидкости для скважин со стабиль-
ными условиями эксплуатации. Секция 3 типа В имеют автомати-
ческие регуляторы расхода рабочей жидкости. Применяются
они для скважин с неустойчивыми условиями эксплуатации.
Из секции регулирования расхода рабочая жидкость проходит
в секцию измерения расхода 4, секцию измерения давления 5
и затем через секцию 7 поступает к скважине. Диаметр трубы
в секции 7 равен 1 или Р/й" в зависимости от диаметра трубопро-
вода, идущего к скважине. Автоматический регулятор давления
8 предназначен для поддержания на заданном уровне давления
рабочей жидкости в магистральной линии. Для привода его
используется местный сжатый газ. Автоматические регуляторы
выпускаются в двух исполнениях. Один из них рассчитан на
привод от газа с давлением 1,4—2,1 кГ)'см2, другой — с давлением
0,35—0,7 кГ/см2. Избыток рабочей жидкости сбрасывается в дре-
нажную линию 6.
§ Л. СПОСОБЫ ПОДГОТОВКИ РАБОЧЕЙ ЖИДКОСТИ,
ПРИМЕНЯЕМЫЕ В США
Основным способом для очистки рабочей жидкости от механи"
ческих примесей, используемым с начала применения гидро-
поршневых насосных установок и до настоящего времени, является
отстаивание. Для этой цели обычно применяются вертикальные
металлические отстойники. Время отстаивания зависит от ка-
чества и температуры жидкости, подвергаемой очистке. Иногда
оно достигает 24 час. Однако далеко не всегда при очистке рабочей
жидкости удается ограничиться отстаиванием ее. Как известно,
очистка жидкости значительно осложняется при образовании
эмульсий. В тридцатых годах фирмой Кобе была разработана
компактная установка для очистки жидкости, содержащей меха-
нические примеси, эмульсию и парафин. В этой сложной установке
предусматривалось отделение газа, подогрев жидкости для раз-
бивки эмульсии и улучшения условий отделения механических
примесей, отделение крупных механических примесей при внезап-
ных поворотах потока жидкости и отделение мелких механических
примесей в фильтре. Фильтрующие элементы устанавливались
войлочные или керамические. Фильтрация производилась под
действием перепада давления жидкости. Фильтры подвергались
периодической обратной промывке от загрязнений при помощи
специального насоса. Однако установки этого типа не получили
широкого распространения и в настоящее время о применении
их уже нет сообщений в литературе.
Для очистки эмульсированной нефти были попытки применить
способ центрифугирования. Однако этот способ пе нашел примене-
ния вследствие сложности и дороговизны. В последние годы
в связи с созданием более совершенных и дешевых центрифуг
работы в этом направлении возобновлены.
292
В настоящее время наибольшее применение получила следую-
щая схема подготовки рабочей жидкости. Начинается подготовка
уже от силового агрегата, где в рабочую жидкость добавляются
химические реагенты. Химические реагенты, содержащиеся в от-
работавшей жидкости, при смешивании ее в погружном агрегате
с добытой жидкостью уменьшают возможности образования
эмульсии, а в тех случаях, когда эмульсия все же образуется,
уменьшают их стойкость. Обычно такие эмульсии легко разби-
ваются при нагревании жидкости до 45—60° С. В некоторых
случаях химические реагенты добавляются в жидкость лишь
при поступлении ее на очистные устройства. Имеется большое
количество эффективных и недорогих химических реагентов,
что позволяет выбирать такие йя них, применение которых для
определенного месторождения дает наилучшне результаты. Сме-
шанная жидкость, поступающая из скважины, пропускается
через газосепаратор, а затем попадает в вертикальную колонну
деэмульгатора. Здесь она подогревается до температуры, при
которой происходит достаточно полное отделение воды от нефти.
Обычно после деэмульгатора содержание воды в нефти не превы-
шает 2—3%. Из деэмульгатора нефть направляется в резервуар
рабочей жидкости, который одновременно служит отстойником,
если необходима очистка ее от механических примесей. Размер
отстойника зависит от расхода, качества и температуры рабочей
жидкости, а также от степени ее загрязненности механическими
примесями.
Для подогрева жидкости в деэмульгаторе в большинстве
случаев используется попутный газ. Но нередко используются
для этой цели и менее ценные виды топлива, если попутного
газа мало или он дорог. В последние годы для этой цели в таких
случаях применяется полная утилизация отходящего тепла
первичных двигателей. Рассмотрим схему (рис. 82) одной из
таких установок, оборудованных на месторождении Фелмак
в Западном Тексасе [60 К Смешанная жидкость из скважины,
содержащая 56% воды, поступает в верхнюю часть газосепаратора
14. Из нижней части газосепаратора эта жидкость через распре-
делитель 15 подается в нижнюю часть колонны деэмульгатора 11
диаметром 4,8 м. В средней части колонны на высоте 3 л от дна
смонтирован теплообменник <9, по змеевику которого проходит
пар. Часть воды отделяется ог нефти сразу при поступлении
в колонну. Остальная вода отделяется после нагрева жидкости
в зоне теплообменника. Обезвоженная нефть скапливается в верх-
ней части колонны и отсюда по трубе 10 поступает в резервуар.
Отделившаяся вода отводится из нижней части колонны через
сифон 8. Для образования пара используются все имеющиеся
источники тепла. Вместо обычного радиатора на двигателе уста-
новлена специальная камера охлаждения Э, которая позволяет
использовать тепло, отводимое от двигателя. Установлен также
нагреватель 5, использующий тепло выхлопных газов двигателя.
293
для привода силовых насосов использовались электродвигатели.
Для определения эффективности установок производились измере-
ния расхода электроэнергии.
Таблица 19
Результаты испытаний	Номера установок							
	1	2	3	4	5	6	7	8
Глубина подвески агре- гата, м .......	612,5	1800	2195	1968	1740	1472	920	1968
Подача, м3/сутки . .	9,1	90,4	16,2	9,7	13,9	19,1	30,3	13,8
Давление рабочей жид- кости, кГ/см* . . .	63,1	128,1	178	162	119	117	95	129
К. п. д. силового агре- гата 		0,74	0,791	0,778	0,773	0,757	0,74	0,77	0,754
Объемный к. п. д. по- гружного насоса . .	0,999	0,903	0,961	0,95	0,831	0,955	0,92	0,826
Об1ций к. н. д. установ- ки 		0,575	0,685	0,672	0 62	0,58	0,582	0,61	0,654
К. п. д. погружного агрегата 		0,78	0,866	0,865	0,803	0,767	0,787	0,793	0,868
При рассмотрении приведенных данных следует обратить
внимание на высокие значения к. п. д. погружных агрегатов
и общих к. п. д. установок при работе их как в мелких, так и
в глубоких скважинах.
В табл. 20 приведены обработанные автором данные о работе
гидропоршневых насосных агрегатов Сарджент в 19 скважинах
различных месторождений [52].
Большинство данных, приведенных в табл. 20, относится
к работе погружных агрегатов в скважинах направленных.
Среди этих данных выделяются высокие значения объемного
к. п. д. погружных агрегатов при работе в скважинах различной
глубины и высокие значения давления рабочей жидкости. При
подсчете к. п. д. установки автором к. п. д. силового агрегата
условно принят равным 0,75. Анализ полученных данных, при
котором были рассмотрены показатели работы установок с при-
мерно равными и высокими значениями объемного к. и. д., по-
зволил установить, что эффективность погружных агрегатов резко
снижается при увеличении числа ходов их. Объясняется это
несовершенством схемы и конструктивного решения гидравли-
ческого двигателя агрегата Сарджент, в котором происходят
большие потери энергии. В отличие от агрегатов Кобе эти агрегаты
имеют высокий к. п. д. лишь при небольшом числе ходов. При
максимальном числе ходов к. п. д. агрегатов снижается почти
вдвое.
Погружные агрегаты Кобе свободного типа выпрессовываются
из седел при давлении рабочей жидкости ие выше 60 кПсм*.
296.
Таблица 20
Данные о работе гидропоршневых насосных агрегатов Сарджент в 19 скважинах различных месторождений
Примечания		Скважины вертикальные			I й « я и и		направленные	Скважипы направленные с изменением угла отклонения		
ьч	tfS И	О _м	О о	со эн	.	а	ьч Я	о И	В	в	® Р-ЛЦ	frj		0,33 . 0,32 ।	0,44 0,43	со *3*0 CQCO-Г о'бб	CDW5 оо	а	0,39 0,31 0,26	0,00 0,45 0,47	0,34 0,43	I 8£‘О
Полный к. п. д. погруж- ного оборудо- вапия		0,44 0,42	I 0,59 1 0,57	SP'O’IO ббо"	8Я‘0 | 08‘0	0,80 j	0,52 0,42 0,34 |	0,88 0,6 0,63	0,45 0,57	in
й к. п. д.	cd о О о а X	оо	0,98 0,91	0,88 0,89 0,90	1	и‘0	I 1	98*0	|	0,88 I	0,81 0,74 0,63	0,92 0,60 0,70	0,94 0,89	0,64 |
Объемны	двигате- ля	0,90 0,96	3g оо	1 0,98 0,97 1 0,95	0,98 0,97 |	§ О	0,99 0,97 0,96	0,97 0,97 0,97	0,94 0,95	0,92 |
Подача,	1 м3! сут- ки	72,0 76,5	75,5 1 77,7	77,2 1 76,1 71,0 ,	сое: С>О5		ЭТч<С0 сГ ^о СО CQCQ	39,4 28,5 22,9	58,0 55.6	О
Расход рабочей	сти, 1 мР/сут- 1 ки	98,0 102,0	70,0 1 70,7	99,3 97,5 86,0	10,6 17,2		30,4 36,7 42,5 1	67,8 71,0 51,0	99,0 73,7	| 9‘2Д
Давление рабочей жидкости, кГ/см?		240 260	207 281	267 253 225	ЮО CDC0 чЧ ч-	S	140 155 158	179 183 197	260 263	*
Число	ходов в минуту 1	COstf м со	16 10,5	'*СО'сЧ со со со	Ю СО	со	*2.00 Гч чч	го г- со ччч	сог~- СО мч	-
Размер погружного ; агрегата, дюймы		С5 X со X со	гхгх’Аг	со X со X со	XX XX сом	2ХР/.ХР/4 1	со X со X со	2«/.х2хР/. | 1	« ч X X coco XX сом	X со X м
Глубина подве-	к 8 sr 1=	1465			ю См LQ тч	исо	760	2750 j	о СО	1700 |
297
После срыва агрегатов с места подъем их ооьгчно происходит
при давлении рабочей жидкости не выше 4 кГ!см?. Скорость
подъема пх находится обычно в пределах 30 м/мин.
Для борьбы с отложениями парафина в колоннах насосных
труб применялись [45, 46, 62, 63] следующие методы: подогрев
рабочей жидкости; спуск растворимых в нефти пробок, соскабли-
вающих парафин со стенок; спуск и Подъем резиновых шаров,
диаметр которых больше диаметра труб на 13—19 дж; создание
противодавления в подъемных трубах; добавление к рабочей
жидкости химических реагентов; устройство скрещивания двух
рядов труб ниже зоны отложения парафина для промывки подъем-
ных труб рабочей жидкостью; вращение центральной колонны
труб при концентричной подвеске двух колонн; соскабливание
парафина погружным агрегатом свободного типа. Наиболее
эффективной оказалась очистка труб от парафина при помощи
растворимых пробок. Такие пробки проталкиваются рабочей
жидкостью через колонны труб и счищают при этом парафин.
Растворение их происходит уже в нижней части колонн, свободной
от парафина. Этот способ наиболее применим для очистки от
парафина параллельных колонн труб.
Эксплуатация глубоких скважин
Впервые эксплуатация глубоких скважин при помощи гидро-
поршневых насосных агрегатов трубного типа была организована
па промыслах Калифорнии еще в тридцатых годах. В сороковых
годах уже эксплуатировались скважины глубиной до 3000 м [64].
На промыслах Оклахома Сити эксплуатировались скважины
глубиной 2000 м с дебитами до 160 м3/сутки. Затем эксплуатация
глубоких скважин была организована на промыслах Гольф Кост
Луизианы и Тексаса. Здесь прн помощи гидропоршиевых насосных
агрегатов из скважин глубиной от 2100 до 2600 м откачивали
до 80 м3!сутки жидкости. Эксплуатация большого количества
скважин на этом месторождении протекала весьма успешно,
несмотря на содержание в добываемой жидкости значительного
количества песка, парафина и свободного газа.
В конце сороковых годов на промыслах штата Оклахома
гидропоршневыми насосными агрегатами производилась откачка
жидкости с глубины до 3230 л!- [65]. В периодической литературе
пятидесятых годов имеются данные [60] об эксплуатации гидро-
поршневыми насосными агрегатами глубоких скважин с дебитами
до 264 м3/'сутки. В табл. 19 и 20 имеются данные об эксплуатации
глубоких скважин агрегатами Кобе и Сарджент.
Эффективность применения гидропоршиевых насосных агрега-
тов для эксплуатации глубоких скважин особенно наглядно
проявляется в некоторых специфических неблагоприятных усло-
виях. Примером этому может служить огромное нефтяное место-
рождение Спрейберри в Западном Тексасе [45], при разработке
298
которого особую остроту приобрели вопросы экономики, выбора
метода эксплуатации скважин. Уже при эксплуатации первых
десятков скважин этого месторождения возникли сомнения в оку-
паемости нх. Высокая стоимость добываемой нефти была вызвана
следующими неблагоприятными факторами: 1) чрезвычайно быст-
рое снижение дебита скважин; 2) низкие динамические уровни
жидкости в скваясинах (ниже 2000 лг); 3) высокий газовый фактор
скважин; 4) необычно большое отложение парафина на стенках
насосных труб; 5) разбросанность промыслов на большой терри-
тории, при отсутствии дорог. При коротком сроке эксплуатации
скважины важно, чтобы капитальные затраты на оборудование
ее были минимальными и чтобы по окончании эксплуатаций
скважины оборудование без больших затрат на транспортирование
его могло быть использовано на другой скважине. Поэтому па
промыслах Спрейберри были широко поставлены эксперименталь-
ные работы по выбору наиболее экономичного метода эксплуатации
скважин. Уже в начальный период разработки месторождения
стали широко применяться гицропоршневые насосные агрегаты
Кобе свободного типа, которые в то время являлись новым обору-
дованием и выпускались в небольшом количестве. Объясняется
это известными достоинствами установок, среди которых в данных
условиях наибольшее значение имеют следующие: 1) сравнительно
невысокая стоимость оборудования установки; 2) простота спуско-
подъемных операций и небольшой вес погружного агрегата,
что особенно важно в условиях бездорожья, так как облегчается
транспортирование оборудования и не требуется подъемник;
3) Погружное оборудование может быть легко перенесено в другую
скважину без демонтажа силовой установки; 4) наличие простых
средств борьбы с парафином; 5) высокий к. п. д. установки.
Изучение эксплуатации глубоких скважин производится специ-
альными комитетами. В 1955 г. в Калифорнии эксплуатировалось
975 глубоких скважин. В докладе Тихоокеанского комитета
[66], изучавшего эксплуатацию глубоких скважин в Калифорнии,
приводятся сравнительные данные по различным способам эксплу-
атации. Комитет не проводил глубокого экономического анализа
различных методов эксплуатации, так как фирмы пользуютсй
различными системами учета расходов. Однако обобщение полу-
ченных им данных позволяет составить некоторое представление
об эффективности этих методов. Сформулированы основные фак-
торы, определяющие эффективность работы оборудования в глубо-
ких скважинах: 1) к. п. д. оборудования; 2) количество и продол-
жительность подземных ремонтов; 3) допустимые нагрузки.
Затраты на подземный ремонт увеличиваются почти пропорцио-
нально глубине скважины:. Для очень глубоких скважин, особенно
в отдаленных райопахГ, эти затраты становятся решающим факто-
ром. Из полученных комитетом данных было установлено, что
среднее количество подземных ремонтов в скважинах, оборудован-
ных гидропоршневыми насосными агрегатами трубного типа,
299
в два раза меньше, чем в скважинах, оборудованных штанговыми,
насосами, и составляет 2,4 в год. Если же применяются погружные
агрегаты свободного типа, затраты на подземный ремонт очеиь-
невеликн.
Получены следующие усредненные сравнительные данные
о к. п. д. насосных установок различного типа (табл. 21).
Таблица 2Г
Установки	К. п. д.	Число скважин
Штангового насоса 		0,15	29
Длинноходового штангового насоса с гидропри- водом 		0,21	9
Гидропоршпевая насосная		0,28	29
Средний к. п. д. гидропоршневых насосных установок самый
высокий. Величина его почти вдвое превышает к. п. д.
установок штанговых насосов. В то же время применение гидро-
поршневых насосных установок меньше ограничено глубиной,
чем применение двух других способов.
Комитетом были получены данные о работе гидропоршневых
насосных агрегатов в 53 глубоких скважинах, причем из них
20 скважин оборудованы агрегатами свободного типа, а 33 —
агрегатами трубного типа. Глубина подвески погружных агрегатов:
2100—2400 м — в 28 скважинах; 2400—2700 м — в 14 скважинах;
2700—3000 — в 8 скважинах; 3000—3300 я, — в 1 скважине;
ниже 3300 м — в 2 скважинах. Погружение агрегатов под дина-
мический уровень жидкости: менее 30 м — в 34 скважинах;
30—90 м— в 9 скважинах; 90—150 м— в 2 скважинах; 150—
225 м — в 3 скважинах; 225—300 м—в 1 скважине; более
300 м — в 2 скважинах. Средняя (по 53 скважинам) подача
погружных агрегатов составляет 22 я9/сутки. Максимальная
подача 4" агрегата из скважины с динамическим уровнем 2430 м
составляет 155 м3/сутки жидкости (из них 9,5 м9/сутки нефти).
Минимальная подача 2х/2" агрегата из скважины с динамическим
уровнем 2955 м составляет 1,4 м3/сутки жидкости (из них
0,6 м3/сутки нефти). В глубоких скважинах используются по-
гружные агрегаты диаметром от 2 до 4", но наибольшее примене-
ние нашли 21/2// агрегаты (38 из 53). Большая часть скважин
эксплуатируется при помощи установок, объединяющих от 1 до
8 скважин. Из них 17 скважин эксплуатируются установками
индивидуальными или объединяющими лишь 2 скважины. Таким
образом, сравнительно небольшое количество глубоких скважин
эксплуатируется прн помощи крупных групповых установок.
Однако в случае необходимости мощность силовых установок
может быть легко увеличена. Благодаря этому удается избежать
больших капиталовложений, которые могут быть не использованы
300
в течение длительного времени J3 начальный период разработки
месторождения [67]. При подготовке рабочей жидкости для
29 скважин применяется лишь отстаивание ее, для 20 скважин —
обезвоживание и для 4 скважин применяется то и другое. Наличие
коррозионной жидкости отмечено в 16 скважинах, а большое
содержание парафина в нефти — в 18 скважинах. Эксплуатацион-
ные трудности, связанные с глубиной, отмечены лишь в 4 скважи-
нах.
Основанием для выбора данного способа эксплуатации послу-
жили следующие причины: для 21 скважины — экономичность,
для 7 скважин — малые капитальные затраты, для 8 скважин —
другие причины. В большинстве отчетов указывается также,
что установки этого типа наиболее подходят к условиям местности.
Значительная часть обследованных скважин эксплуатируется
гидропоршневыми насосными агрегатами уже длительное время;
до 5 лет — 19 скважин, от 5 до 10 лет — 12 скважин, от 10 до
15 лет — 15 скважин, от 15 до 20 лет — 4 скважины, свыше
20 лет — 1 скважина. Предполагаемое время эксплуатации:
до 5 лет — 9 скважин, от 5 до 10 лет — 11 скважин, от 10 до
15 лет — 8 скважин, от 15 до 20 лет — 1 скважина. Лишь 9 сква-
жин эксплуатировались раньше другими способами. Остальные
скважины эксплуатируются гидропоршневыми насосными агрега-
тами с самого начала. Ни па одной из 53 скважин не возникал
вопрос о переходе на другие способы добычи. На всех скважинах
установленное оборудование предполагается использовать до
истощения скважин.
Приведенные выше данные свидетельствуют о высокой эффек-
тивности применения гидропоршневых насосных агрегатов в глу-
боких скважинах, сравнительно простом решении ряда проблем
эксплуатации и больших потенциальных возможностях их в отно-
шении увеличения глубины эксплуатируемых скважин и отбора
жидкости из них. Очень большое значение имеет хорошая подго-
товка обслуживающего персонала [67].
Поскольку колонны насосных труб в глубоких скважинах
несут очень большую нагрузку, часть ее снимается посредством
заякормвания труб. Я кори, устанавливаемые в нижней части
колонны насосных труб, передают часть нагрузки на обсадную
колонну.
Эксплуатация паклонно-направленных скважин
Бурение наклонно-направленных скважин в США широко
применяется. Так, еще в 1953 г. из всех скважин, пробуренных
в Калифорнии, 20% имели наклонно-направленные стволы [15].
Особенно широко этот способ применяется для разбуривания
с прибрежных участков продуктивных пластов, залегающих
под дном океана. Разбуриваются участки, залегающие под дном
океана на удалении до 3,2 км. Устья скважин располагаются
301
обычно в один или два ряда с расстоянием между ними 3—8,5 м.
При таком их плотном размещении сокращается оперативная
площадь, снижаются затраты на строительство наземных соору-
жений и коммуникаций, улучшаются условия обслуживания
оборудования и уменьшаются эксплуатационные расходы. Поэ-
тому для уменьшения капитальных вложений и эксплуатационных
расходов в некоторых случаях рекомендуется применять бурение
направленных скважин с небольшим углом отклонения даже,
если возможно бурение вертикальных скважин. В противопожар-
ных целях устьевое оборудование скважин размещается обычно
в бетонных колодцах и строго соблюдаются правила пожарной
безопасности. При таком близком размещении устьев скважин
необходимо располагать эксплуатационным оборудованием, на-
земная часть которого очепь компактна.
Эксплуатация наклонно-направленных скважин штанговыми
насосами, и особенно скважин с большими углами отклонения
осложняется быстрым износом штанг и труб, чему в значи-
тельной степени способствует наличие в добываемой жидкости
песка, пластовой грязи и воды, стремящихся осесть вдоль лежа-
чей поверхности колонны насосных и обсадных труб. Вращение
колонн насосных труб и штанг для обеспечения более равно-
мерного износа их не всегда оправдывается. В глубоких скважинах
с углом отклонения ствола порядка 55° вследствие пульсации
насосных труб сильно изнашиваются их муфты и протирается
обсадная колонна. В скважинах с большим углом отклонения число
качаний насосов особенно сильно лимитируется прочностью
насосных штанг. Попытки применить штанговые насосы с боль-
шой длиной хода не имели успеха, так как истинный ход плун-
жера был намного короче хода головки балансира.
В пятидесятых годах для эксплуатации наклонно-направлен-
ных скважин стали широко применяться гидропоршневые насос-
ные агрегаты. Для специфических условий эксплуатации был
создан новый тип установки — с замкнутой циркуляцией рабочей
жидкости. Впервые установки нового типа были широко исполь-
зованы при разработке месторождения Вилмингтон [13] в гавани
Лонг Бич (Калифорния). Здесь большая часть наклонно-напра-
вленных скважин эксплуатируется гидропоршневыми агрегатами.
Разработка морского месторождения осуществляется с прибреж-
ной полосы шириной 15 м и длиной 915 м. Продуктивный пласт
находится на глубине более 760 л. Забои скважин находятся
на расстоянии 200—1180 м от берега, а максимальный угол от-
клонения стволов достигает 67°. Скважины обсажены 8®/в" тру-
бами с б1/#" хвостовиками или 9®/s// с 6s/fi" хвостовиками. 56
скважин эксплуатируются двумя групповыми гидропоршневыми
насосными установками. Одна из них, включающая 12 силовых
агрегатов, обслуживает 47 скважин. Другая, включающая 9
силовых агрегатов, обслуживает 9 скважин. Для очистки рабочей
жидкости на этих установках потребовалось бы строительство
302
больших ёмкостей. Однако отсутствие свободной площади на
берегу и необходимость предотвратить порчу ландшафта, так
как промысел находится в курортном месте вблизи пляжа, за-
ставили искать решение, при котором можно было бы обойтись
без больших сооружений для подготовки рабочей жидкости
и без громоздкого оборудования над устьями скважин. Такое
решение было найдено в виде гидропоршиевых насосных установок
с замкнутой циркуляцией рабочей жидкости. Ими было оборудо-
вано 50 из 56 скважин. В этих установках рабочая жидкость
подается к погружным агрегатам по основной колонне 2х/а,г
насосных труб, а отработавшая жидкость возвращается на по-
верхность по колонне l1//' насосных труб. Добытая жидкость
поднимается отдельно по колонне 1" насосных труб. При замкну-
той циркуляции рабочей жидкости отпадает необходимость
подготовки ее в больших количествах. Требуется лишь пополнение
утечек, составляющих менее 2% от общего расхода рабочей
жидкости в 2200 м3/сутки. Устьевое оборудование скважин
размещено в закрытых бетонных колодцах и не портит ландшафт
местности. Капитальные вложения на оборудование скважин
установками штанговых насосов или гидропоршневыми насосными
установками в данных условиях примерно одинаковы. В 1951 г.
эксплуатационные расходы в расчете на 1 м3! сутки жидкости,
поднятой гидропоршневыми насосными агрегатами, были на
15% ниже расходов на подъем 1 м3/сутки жидкости, поднятой
штанговыми насосами.
Гидропоршневые насосные агрегаты с большим успехом при-
меняются для эксплуатации наклонно-направленных скважин
и на других промыслах [68 ]. Одна из фирм, прежде чем оборудо-
вать гидропоршневыми насосными агрегатами наклонно-напра-
вленйые скважины, решила проверить их эффективность в верти-
кальных скважинах и оборудовала для этой цели две группы
скважин на двух промыслах. На одном промысле было оборудо-
вано 15 скважин глубиной 1200—2600.%. Средняя стоимость
эксплуатации этих скважин составляла 1,27 долл, на скважину
в сутки, в то время как средняя стоимость эксплуатации остальных
175 скважин промысла штанговыми насосами составляла 3,15 долл,
на скважину в сутки, т. е. была выше в 2,5 раза. На другом про-
мысле гидропоршневыми насосными агрегатами было оборудовано
8 пескопроявляющих скважин глубиной более 1800 м. Средняя
стоимость эксплуатации их составляла 11—12 долл, в сутки на
скважину, в го время как средняя стоимость эксплуатаций 15
подобных скважин штанговыми насосами достигала21—22 долл.,
т. е. была почти вдвое выше. После этого эксперимента большин-
ство наклонно-направленных скважин фирма оборудовала гидро-
поршневыми насосными агрегатами. Эксплуатация этих скважин
обходится лишь немного дороже эксплуатация вертикальных.
Специалисты, хорошо знакомые с этим методом эксплуатации,
считают, что гидропорпшевые насосные агрегаты являются
?03
наплучшим оборудованием для наклонно-направленных скважин,
особенно скважин, имеющих глубину более 1500 м. Экономия
по сравнению со штанговыми насосами достигается главным
образом за счет сокращения потерь нефти при подземных ремонтах
и уменьшения эксплуатационных расходов.
В 1957 г. гидропоршневые насосные агрегаты были впервые
применены в Колумбии для эксплуатации именно наклонно-на-
правленных скважин 169]. На промысле Галан, расположенном
в северной части Колумбии, из 45 скважин 17 имеют наклонно-
направленные стволы. Забои их расположены под рекой Магда-
лена. Максимальный угол отклонения составляет 25—40°, но
на расстоянии 60—90 м от забоя угол отклонения уменьшается
до 4	12°. Нефть, откачиваемая из этих скважин, имеет высокую
вязкость и содержит большое количество песка, который причинял
много неприятностей дажо в период фонтанирования скважин.
После прекращения фонтанирования скважины были переведены
на эксплуатацию штанговыми насосами. Но вскоре стало очевидно,
что эксплуатация скважин этим оборудованием невыгодна вслед-
ствие быстрого износа труб и штанг. Поэтому скважины были
переведены на эксплуатацию погружными агрегатами Кобе
свободного типа размером 21/» X I1//'. Для обеспечения беспере-
бойной работы было приобретено пять запасных комплектов
агрегатов. Устья наклонно-направленных скважив сконцентри-
рованы на трех площадках на берегу реки. На этих же площадках
расположены контрольно-распределительные станции для рабочей
жидкости. Рабочая жидкость подается к площадкам по трем
линиям высокого давления диаметром 21/а// с центральной силовой
станции, где установлены силовые насосы Кобе с электроприводом.
Для эксплуатации 17 наклонно-направленных скважин исполь-
зуются четыре силовых насоса мощностью по 50 л. с. В каждой
из групп скважин работают погружные агрегаты пря давлении
рабочей жидкости 176—246 кГг'слР. Поэтому в две напорные
линии, идущие к площадкам, параллельно подается рабочая
жидкость под различным давлением. И от обеих линий сделаны
ответвления к двум контрольно-распределительным станциям.
Из скважин смешанная жидкость по линиям низкого давления
диаметром 2" направляется после отделения газа на центральную
станцию дегидрации. На этой станции производится очистка
всей нефти, собираемой на промысле. Чистая нефть перекачи-
вается центробежным насосом в резервуар, расположенный
около силовой станции. Средний расход рабочей жидкости на
скважину составляет 24 м3/сутки, а средняя подача погружных
агрегатов — 12,7 м3/сутки на скважину.
Оборудование успешно работало в течение года, хотя еще
не все трудности, вызванные большим содержанием песка в нефти,
устранены. В некоторых скважинах вследствие большой вязкости
нефти погружные агрегаты имеют недостаточно высокий объемный
к. п. д. (0,53). Количество подземных ремонтов скважин резко
304
сократилось. Промысловики считают, что затраты на установку
нового оборудования окупаются прекращением износа труб и
штанг и сокращением расходов на подземный ремонт скважин.
Эксплуатация скважин, дающих тяжелую нефть
В Калифорнии ежесуточно добывается свыше 40 тыс. ле3
тяжелой нефти с удельным весом до 1,03 [70]. Добывается такая
нефть и в других нефтяных районах. В понятие тяжелая нефть
рекомендуют включать такие нефти, которые требуют специальных
методов добычи, очистки и транспортирования. Самая тяжелая
нефть, которая может извлекаться из скважин обычными методами
без серьезных осложнений, имеет удельный вес около 1,0, что
соответствует вязкости ее в 5000—10 000 сп в верхней части
подъемной колонны труб. При эксплуатации таких скважин
штанговыми насосами возникают большие трудности. Иногда
прн остывании нефти время свободного падения штанг в ней
измеряется часами. Обычно при добыче тяжелой нефти доби-
ваются снижения вязкости ее, используя для этого следующие
методы: подогрев нефти, применение поверхностно-активных
веществ для эмульгирования нефти в воде, добавка легкой нефти —
растворителя. Применение этих методов в большинстве случаев
связано с подводом жидкости или пара с поверхности к приему
насоса по специальной колонне труб.
Попытки использовать для эксплуатации скважин с тяжелой
нефтью гидропоршневых насосных агрегатов дали хорошие ре-
зультаты. На промысле Галан в Колумбии [69] при помощи
агрегатов Кобе из скважин откачивается нефть с удельным весом
0,937 и вязкостью 2,62 см2/сек при температуре 56° С. Температура
нефти, содержащей большое количество песка и до 1% эмульсии,
на глубине 1200 м равна 67е С.
Высокая вязкость нефти является причиной значительных
гидравлических потерь и сравнительно большого давления рабочей
жидкости (до 246 кГ/см2), а также низкого значения объемного
к. п. д. погружных агрегатов в некоторых скважинах (около 0,53).
Опыт показал, что прн тщательном исследовании скважин и
изучении режима работы погружных агрегатов эффективность
ее можно увеличить. Так, в некоторых скважинах объемный
к. п. д. погружных агрегатов достигает 0,8.
Наибольшие трудности при откачке вязкой нефти из скважин
были связаны с выносом последней из скважин большого коли-
чества песка. Для очистки вязкой нефти от песка помимо нагрева
ее применяется разбавление более легкой нефтью (для снижения
вязкости). Для этой цели в качестве рабочей жидкости исполь-
зуется очищенная нефть с удельным весом 0,91, поступающая
на центральную очистную установку из других скважин.
Хорошие результаты были получены в США при опытной
эксплуатации гидропоршневыми насосными агрегатами двух
20 А. С. Канак.	305
скважин с вязкой нефтью в Восточной Неваде [71]. Нефть ив
этих скважин, имеющая удельный вес 0,887 и содержащая около
35% парафина, при температуре 32° С из жидкости превращается
в густую массу. Скважина глубиной 2000 м имела дебит в
64 м*/сутки, а скважина глубиной 550 м — 80 м*,! сутки. Эксплу-
атация скважин штанговым насосом оказалась невозможной
вследствие прихвата штанг нефтью, застывшей вблизи поверх-
ности. Проблема эксплуатации была решена применением гидро-
поршневых насосных агрегатов. Первая скважииа была оборудо-
вана У?-/*" агрегатами трубного типа.
Для предотвращения застывания добываемой сырой нефти
оказалось достаточно подогревать рабочую жидкость до 60° С.
Вторая скважина была оборудована 3" агрегатом свободного
типа. Смешанная жидкость снова подогревалась на установке,
расположенной около одной из скважин. Из второй скважины
жидкость поступала на эту установку по 4" трубопроводу, внутри
которого были размещены 1" трубопровод с горячей водой (93° С)
и I1/трубопровод с рабочей жидкостью (60е С). На концах
трубопровода имелись компенсационные сальники. Сырая нефть,
нагреваемая водой и рабочей жидкостью, поддерживалась в жид-
ком состоянии даже во время самых сильных морозов, когда
температура воздуха понижалась до 39° С.
Раздельная эксплуатация двух горизонтов в одной скважине
Как известно, разработка методов раздельной эксплуатации
двух горизонтов в одной скважине ведется в целях уменьшения
капитальных вложений на бурение и сокращения расхода матери-
алов. Стоимость бурения одной такой скважины значительно
меньше стоимости двух обычных скважин. Во время войны и
после нее в США было пробурено много таких скважин главным
образом в целях экономии стали. Широкому применению этого
метода эксплуатации препятствовало отсутствие простого и эконо-
мичного насосного оборудования для раздельной откачки жидко-
сти из скважин по окончании периода фонтанирования их. По-
этому гидропоршневые насосные агрегаты, обладающие большой
гибкостью в различных условиях эксплуатации, привлекают
все большее внимание эксплуатационников. Они позволяют
наиболее успешно решить проблему раздельной эксплуатации
двух горизонтов без смешивания нефти и газа. К настоящему
времени разработано шесть схем оборудования скважин для
раздельной эксплуатации двух горизонтов с применением гидро-
поршневых насосных агрегатов [72].
Попеременная откачка жидкости из зон
(рис. 83). Пакером 6, снабженным межзонным клапаном 8, сква-
жина делится на две зоны, сообщающиеся с различными продук-
тивными горизонтами. Жидкость из каждой зоны откачивается
поочередно одним гидропоршневым насосным агрегатом 5 трубного
306
типа. G этой целью головка устья вместе с обеими концентричными
колоннами насосных труб подвешивается на гидравлических
домкратах 2. При иижнем положении труб и погружного агрегата
хвостовик 7 последнего проходит через сальник в пакере и откры-
Рис. 83. Схема оборудования сква-
жины для попеременной откачки
двух вон погружным агрегатом
трубного типа.
I — вынид отработавшей и добытой жид-
костей из скважины; 2 — гидравлические
домкраты; 3 —выход газа; 4 —подвод
рабочей жидкости к головке устья сква-
жины; 5 — гидропоршневой насосный
агрегат трубного типа; 6 — пакер; ? —
хвостовик с фильтром; S — межзонный
клапан.
Рис. 84. Схема оборудования сква-
жины для ноперемениой откачки
двух зон погружным агрегатом
свободного типа.
1 — выход свободного газа; 2 — подвод
рабочей жидкости к головке устья сква-
жины; з — выкид отработавшей и добы-
той жидкости из скважины; 4 — наконеч-
ники погружного агрегата; б — клапан
верхней зоны; 6 — пакер; ?— клапан ниж-
ней зовы; S — башмак седла; 9 — уплот-
нительпое кольцо; ю — погружной агре-
гат свободного типа.
вает межзонный клапан. В таком положении откачивается
жидкость из нижней зоны. Для откачки жидкости из верхней
зоны насосные трубы вместе с погружным агрегатом приподни-
маются при помощи гидравлических домкратов, межзонный
клапан закрывается, а перфорированная часть хвостовика разме-
щается при этом выше сальника в пакере. Трубопроводы, по-
20*	307
которым подводится рабочая жидкость к скважине п отводится
жидкость из скважины, имеют шарнирные соединения. Для
привода гидравлических домкратов используется та же рабочая
жидкость, что и для погружного агрегата. По этой схеме могут
быть оборудованы скважины с минимальным диаметром обсадной
колонны в 4”. Схема позволяет применять также и агрегаты
свободного типа.
Одна из скважин, оборудованная по этой схеме, успешно экс-
плуатируется в Оклахоме с 1945 г.
С 1951 г. несколько скважин, оборудованных примерно по
такой же схеме, успешно эксплуатировались на промысле Шафтер
Лэйк в Западном Тексасе [73]. Оборудование их от описанного
выше отличалось лишь устройством межзонного клапана и хвосто-
вика, а также отсутствием шарнирных соединений у наземных
трубопроводов. Продуктивные горизонты этого месторождения
залегают примерно на глубине 2600 и 3000 м. Вскоре после начала
разработки пластовое давление начало быстро падать, и фонтани-
рование жидкости прекратилось из обоих горизонтов. Дальнейшая
эксплуатация скважин газлифтом была бы затруднительной
вследствие необходимости в очень высоком давлении газа, а экс-
плуатация штанговыми насосами — в результате большой нагрузки
на штанги и невозможности обеспечить требуемые отборы жидко-
сти. При помощи гидропоршневых насосных агрегатов .трубного
типа диаметром 21/в" из скважин отбиралось до сутки
жидкости. Концентричные колонны труб имели диаметры 2Va
и 1". Подъем их вместе с агрегатом производился гидравлическими
домкратами. При спусках н подъемах труб наземные трубопроводы
отсоединялись от головки устья. Для каждой зоны было уста-
новлено отдельное наземное оборудование (силовые агрегаты,
очистные устройства и резервуары для хранения нефти).
Попеременная откачка зон гидропоршне-
вым насосным агрегатом свободного типа
(рис. 84). При оборудовании скважины по этой схеме погружной
агрегат 10 свободного типа снабжается двумя специальными
наконечниками 4. Седло погружного агрегата, спускаемое на
двух параллельных колоннах насосных труб, имеет специальный
посадочный башмак 8 с двумя клапанами 5 и 7. Хвостовик седла
уплотняется в отверстии пакера б, разделяющего две зоны.
Жидкость в седло погружного агрегата из верхней зоны поступает
через клапан 5, а из ннжней — через клапан 7. При откачке
жидкости из нижней зоны (рис. 84, А) на погружной агрегат
навинчивается наконечник 4 с одним отверстием в днище. Он
уплотняется в башмаке в двух местах: в нижней части — конусом
и в верхней части — резиновым кольцом 9. При откачке жидкости
из нижней зоны клапан 5 закрыт. Для откачки жидкости из
верхней зоны погружной агрегат при помощи рабочей жидкости
поднимают на поверхность, заменяют у него наконечник и вновь
спускают в скважину. При откачке жидкости из верхней зоны
303
применяется наконечник с глухим днищем и перфорированной
боковой поверхностью (рис. 84, Б). Клапан 7 в это время закрыт.
Эта схема оборудования может применяться в скважинах с мини-
мальным диаметром обсадиой колонны в SW'. Она позволяет
легко осуществлять намерение пластового давления в каждой из зоп
Рис. 86. Схема оборудования сква-
жины при независимой откачке жид-
кости и отводе газа из обеих зов,
1 — выкид отработавшей и добытой ив
нижней зоны жидкостей; 2 — колонна труб
для отвода газа ив нижней зоны; з — по-
дача рабочей жидкости к агрегату нижней
зоны; 4 — подача рабочей жидкости к аг-
регату верхней воны; 5 — выкид отработав-
шей и добытой из верхней зоны жидко-
стей; б — выход газа из верхней зоны;
7 — погружной агрегат верхней воны; R —
приемный фильтр для агрегата верхней
зоны; 9 — специальный башмак; 10 — па-
кер; 11 — погружной агрегат нижней зоны.
Рис. 85. Схема оборудования сква-
жины при откачке нижней зоны и
фонташтрованшт верхней.
1 — вшшд отработавшей и добытой
жидкостей на нижней зоны; 2 — подвод
рабочей жидкости к скважине; 3 — вы-
кид жидкости из верхней зоны черев
Фонтанные трубы, 4 — погружной агре-
гат; 5 — пакер; 6 — хвостовик погружного
агрегата; 7 — межзонный клапан.
глубинным манометром, спускаемым вместе с погружным агрегатом.
Откачка жидкости из нижней зоны насосным
агрегатом при фонтанировании верхней зоны
(рис. 85). Пакер 5, разделяющий зоны, имеет межзонный кла-
пан 7 и сальник для уплотнения хвостовика 6 седла погружного
309
агрегата 4. Всасывание жидкости агрегатом из нижней зоны про-
изводится через открытый клапан. Нефть из верхней зоны фон-
танирует по колонне труб, прикрепленной хомутами к ко-
лонне 21/z" насосных труб. Минимальный диаметр обсадной
колонны, в которую может быть спущено это оборудование, —
б1//'. Вместо трубного может быть применен агрегат свободного
типа. В этом случае в скважину спускаются три параллельные
колонны труб.
Независимая откачка жидкости и отвод газа
из обеих зон (рис. 86). В скважину спускаются два погруж-
ных агрегата трубного типа 7 и 11 и колонна труб 2 для отвода
газа из нижней зоны. В большинстве установок для подъема
•отработавшей и добытой жидкостей применяются 2" колонны
труб, а для подачи рабочей жидкости и отвода газа — s//z ко-
лонны. Минимальный диаметр обсадной колонны, в которую это
оборудование может быть спущено, составляет 76/б" . В сква-
жине над пакером 70, разделяющим зоны, устанавливается
специальный башмак 9, который механически соединяет внизу 2"
колонны насосных труб и колонну труб для отвода газа. Спуск
этих трех колонп труб производится одновременно после присо-
единения к нижней части башмака хвостовика, состоящего из 2"
труб длиной 76,3 м и 1" труб длйнон 68,7 м. Через этот хвосто-
вик из нижней зоны откачивается жидкость и отводится газ.
Из верхней зоны жидкость к погружному агрегату 7 поступает
через перфорированную трубу 8 длиной 1,83 м, расположенную
под посадочным седлом агрегата.
При такой схеме в скважину спускается пять колонн труб.
Несколько скважин было оборудовано по этой схеме на место-
рождении с большим содержанием парафина в нефти. Каждый
из погружных агрегатов был снабжен гидравлическим подъемни-
ком, при помощи которого счищался парафин, отложившийся
в кольцевых пространствах между колоннами труб, для подъема
добытой и для подачи рабочей жидкости.
Скважины, вскрывающие два продуктивных горизонта на
глубине 1850 и 2040 м, и оборудование по этой схеме успешно
эксплуатируются на месторождении Прентис.
Независимая откачка жидкости из двух зон
сдвоенными агрегатами трубного типа (рис. 87). Над
пакером 7, разделяющим зоны, устанавливается специальное
седло 10, спускаемое в скважину на 2 или 21/z,/ колонне насос-
ных труб. Одновременно с основной колонной труб опускаются
две колонны труб малого диаметра, соединенные с седлом.
Затем в основную колонну труб на трубах малого диаметра
спускается сдвоенный погружной агрегат 6 и 77. В седле агрегаты
отделяются друг от друга О-образными уплотнительными коль-
цами 9. Рабочая жидкость к верхнему агрегату 77 подается по
центральной колонне насосных труб 3, к нижнему агрегату 6 —
по одной из параллельных колонн труб 4. В нижней части седла
310
имеются два клапана. Жидкость из нижней зоны откачивается
верхним агрегатом. Жидкость попадает в него через нижний
клапан седла и обводную трубу 8. Добытая из нижней зоны
жидкость поднимается иа поверхность по основной колонне насос-
ных труб 2. Из верхней зоны жидкость всасывается нижним агре-
2
Рис. 87. Схема оборудования сква-
жины сдвоенными агрегатами труб-
ного типа.
1 — выход газа из верхней эоны; 2 — вы-
кид жидкости, добытой из нижней зоны;
8 — подача рабочей жидкости к верхнему
агрегату; 4 — подача рабочей жидкости к
нижнему агрегату; 5 — колонна труб для
подъема жидкости из верхней воны; в —
агрегат для откачки жидкости из верхней
воны; 7— пакер; «—обводная труба седла;
о — О-образные уплотнительные кольца;
10 — специальное седло; II — агрегат для
откачки жидкости из нижней зоны.
Рис. 88. Схема оборудования сква-
жины сдвоенными агрегатами сво-
бодного типа.
1 — выкид отработавшей и добытой ив
верхней зоны жидкостей; 2 — выкид жид-
кости, добытой из нижней зоны; 3 — по-
дача рабочей жидкости к двигателям
обоих агрегатов; 4 — специальное седло
погружных агрегатов; 5 — верхний агре-
гат; о — нижний агрегат; 7 — пакеры; 8—
хвостовик для нижней зоны; О — хвосто-
вик для верхней зоны; 10 — О-образные
уплотнительные кольца.
гатом через верхний клапан седла и подается на поверхность
по второй параллельной колонне труб 5. Число ходов у погруж-
ных агрегатов можно регулировать независимо друг от друга,
благодаря раздельной подаче рабочей жидкости к ним. Мини-
мальный диаметр обсадной колонны, в которую это оборудова-
311
ние, включающее четыре параллельные колонны труб, может
быть спущено, составляет SVs".
Независимая откачка жидкости из двух
зон сдвоенными агрегатами свободного
типа (рис. 88). В скважину спускаются два пакера 7 для изо-
ляции верхнего продуктивного пласта. Это позволяет использо-
вать обсадную колонну для подъема жидкости из верхней зоны
и ограничиться спуском в скважину лишь двух параллельных
колонн насосных труб со специальным седлом 4, устанавливаемым
над верхним пакером. Седло имеет два хвостовика 8 и 9, пропу-
щенных через пакеры и уплотняемых в них, и два обратных
клапана. Сдвоенные погружные агрегаты 5 и 6 свободного типа
сбрасываются в основную колонну насосных труб, имеющую
диаметр 2 или 21/2". При помощи шести О-образных уплотнитель-
ных колец 10, установленных на агрегатах, в седле изолируются
двигатели н насосные части их. Рабочая жидкость к обоим двига-
телям подается по одной колонне насосных труб 3. Верхний
агрегат 5 откачивает жидкость из пижней зоны через хвостовик 8
и подает ее на поверхность по основной колонне труб 2. Нижний
агрегат 6 откачивает жидкость из верхней зоны через хвостовик
9. В качестве рабочей жидкости используется нефть, откачанная из
верхней зоны. Отработавшая жидкость из обоих двигателей выбра-
сывается через нижний агрегат и, смешиваясь с жидкостью, добытой
из верхней зоны, поднимается на поверхность по колонне обсадных
труб. Минимальный диаметр обсадной колонны, в которую может
быть спущено это оборудование, составляет бЧа". Число ходов
обоих агрегатов регулируется подачей рабочей жидкости. Инди-
видуальное регулирование числа ходов каждого из агрегатов
осуществляется созданием противодавления па их выкидных
линиях. Более 60 скважин, оборудованных по этой схеме, успешно
эксплуатируются на месторождении Галф Кост.
Применение гидропоршневых насоспых агрегатов в скважипах
для раздельной эксплуатации двух горизонтов позволяет исклю-
чить чрезмерные напряжения в штангах и трубах, обеспечивает
простые конструктивные решения головки устья и позволяет
быстро создать необходимое давление для любой зоны.
Некоторые экономические показатели
Гидропоршневые насосные агрегаты применяются различными
фирмами для эксплуатации разнообразнейших по характеристике
месторождений, причем каждая из фирм пользуется своей системой
учета эксплуатационных расходов. Судить об экономической
эффективности оборудования в тех или иных условиях можно,
очевидно, лишь проведя сравнительный анализ различных методов
эксплуатации в одинаковых условиях. Выше были приведены
некоторые сравнительные показатели работы гидропоршневых
насосных агрегатов и штанговых иасосов в одинаковых условиях
312
эксплуатации. Более полный анализ их работы проводился в
публиковался лишь в начальный период внедрения гидропоршпе-
вых насосных агрегатов трубного типа [74, 75]. Интересны данные
о к. л. д. оборудования различного типа, полученные в результате
анализа работы его в большом количестве скважин. Установлено
[75], что к. п. д. установок штанговых и центробежных насосов
с электроприводом существенно уменьшается с увеличением
глубины подвески насосов, в то время как к. п. д. гидропоршне-
вых насосных установок от глубины спуска зависит очень мало.
При работе установок этих трех типов на глубине около 2000 м
были получены следующие средние значения полных к. п. д.
установок: штанговых насосов — 0,27; центробежных насосов
с электроприводом — 0,34 и Лгдропоршневых насосных агрега-
тов — 0,57. Таким образом, к. п. д. гидропоршневых насосных
установок почти вдвое превышает к. и. д. установок двух других
типов. Прн меньшей глубине подвески эта разница уменьшается,
но все же остается достаточно большой, так как даже в скважинах
глубиной менее 1000 м средние значения к. п. д. установок штан-
говых насосов достигают только 0,35. Следовательно, расходы
на энергию для подъема жидкости из скважин в гидропоршневых
насосных установках минимальные. Остальные эксплуатационные
расходы определяются главным образом качеством откачиваемой
из скважин жидкости.
Считается, что в среднем расходы на эксплуатацию скважин,
оборудованных агрегатами свободного типа, на 25—30% меньше
расходов для скважин, оборудованных агрегатами трубного
типа.
Комплект гидропоршневого насосного агрегата стоит в 3—5
раз дороже глубинного штангового насоса. Однако имеются све-
дения [76], что гидропоршневая насосная установка в целом
стоит дешевле установки штангового насоса на 2—4 тыс. долл.,
а эксплуатационные расходы по ней меньше на 50%, несмотря
на то, что на один подземный ремонт в среднем затрачивается
в два раза больше времени. Объясняется это главным образом
большим межремонтным периодом эксплуатации скважин и лег-
костью, с которой производится замена погружных агрегатов
свободного типа. Отмечается большая экономия металла (особенно
на групповых гидропоршневых установках) по сравнению с уста-
новками штанговых насосов.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Богданов А. А. Погружные центробежные электронасосы. Гос-
топтехиздат, 1957.
2.	JK у к о в с к и й Н. Е. Прикладная механика. ГНТИ, 1931.
3.	К а а а К А. С., Р р с н н И. И., ЧичеровЛ. Г. Некоторые итоги
испытаний гидропоршиевых бесштанговых насосов. «Нефт. хоз.», J®11, 1955.
4.	К а з а к А. С. Гидропоршневой глубинный насос для добычи нефти.
Бюлл. научно-технической информации, № 39. ЦНИИТЭнефть, 1956.
5.	К а з а к А. С., Р осинИ. И. Результаты испытаний гидропоршне-
вых глубинных насосов в 1956—1957 гг. «Нефт. хоз.», № 4, 1958.
6.	КазакА.С., Росли И. И., ЧичеровЛ. Г. и Абдул-
ла е в Ю. Г. Установки погружных гидропоршиевых насосов и опыт их эк-
сплуатации. ГОСИНТИ, 1959.
7.	Р о с и н И. И., К а з а к А. С., Ч и ч е р о в Л. Г. Итоги примене-
ния гидропориптевых насосов в 1958—1959 гг. «Нефт. хоз.», № 6, 1960.
8.	3 а й ч е н к о И. 3. Автоколебания в гидропередачах металлорежу-
щих станков. Машгиз, 1958.
9.	Г у т ы р я В. С., МасумянВ. Я., БухД. Н.» Л и с оп-
ека я С. М. Нефти Азербайджана. Азнефтеиздат, 1945.
10.	ВНИТО-нефть. Советские нефти (справочная книга). Под редакцией
проф. А. С. Беликовского н С. Н. Павловой, 1947.
11.	Наметкин С. С. Химия нефти. АН СССР, 1955.
12.	Рошаль С. Е. и Виноградов К. Б. Коэффициент сжатия
нефтей. Тр. АзНИИ ДН, выл. II, Ваку, 1955.
13.	Stormont D. Н. Richfield innovations at Wilmington field.
The Oil a. Gas J., vol. 51, No 22, 1952.
14.	K. e m 1 e r E. N. Hydraulic pumping. USA, Minnesota, 1955.
15.	Джонстон Д. С., К эр риал JK. T. Техника бурения и эксплуа-
тации наклонно-иаправленных скважин с большим углом отклонения.
IV Международный нефтяной конгресс, т. Ш. Бурение скважин и добыча
нефти и газа. Гостонтехиздат, 1956.
16.	Г а л О н с к и й П. П. Борьба с парафином при добыче нефти. Гос-
топтехиздат, 1955.
17.	А п р е с о в К. А., НегреевВ. Ф.» П и р в е р д я и А. М. Ис-
следование износостойкости хромированных плунжеров. Сб. трудов по эк-
сплуатации нефтяных скважин. Азгостоптехиздат, 1941.
18.	Д е пн иД. Ф. Исследование гидравлических уплотнений. Машино-
строение за рубежом, № 4, 1959.
19.	1П и л л е р Л. Движение жидкостей в трубах. ОНТИ, 1936.
20.	Френкель Й. 3. Гидравлика. Госэнергоиздат, 1956.
21.	И д е л ь ч и к И. Е. Гидравлические сопротивления. Госэнергоиз-
дат, 1954.
22.	В о в к Г. П. Экспериментальное исследование щелевых уплотнений.
Диссертация. Станкин, 1946.
314
23.	Б а ш т а Т. М. Самолетные гидравлические приводы и агрегаты.
Оборонгиз, 1951.
24.	Пирвер дни А. М.,' А д о и и н Ан. Н. Вопросы гидравлики и
работоспособности глубинного насоса. Азнефтеиздат, 1955.
25.	Справочник по нефтепромысловым трубам. Под редакцией Б. Б. Да-
дашева и М. Р. Шнейдерова. Азнефтеиздат, 1957.
26.	Андреев А. Г. Справочник инженера по добыче нефти. Гостоп-
техиздат, 1953.
27.	Бер ез овецГ. Г., 'М алый А. Л., Н а д ж а ф о в Э. Ы. При-
боры пневматической агрегатной унифицированной системы и их использо-
вание для автоматизации производственных процессов. Гостоптехиздат,
1960.
28.	А с л а н о в М. Автоматическое регулирование режима работы гидро-
поршвевых бесштанговых глубиннонасосных установок для добычи нефти.
Технико-экономический бюллетень. Азербайджанского совнархоза, № 8,
1959.
29.	ЛобковА. М. Сбер и транспорт нефти иа промыслах. Гостоптех-
издат, 1955.
30.	Савельев К. М. Сбор и первичная обработка нефти на промыс-
лах Восточных районов. Гостоптехиздат, 1955.
31.	Ш и Г. Б. Нефтяные эмульсии и методы борьбы с ними. Гостоптех-
издат, 1946.
32.	Чернов Б. С., БазловМ. Н. Исследование нефтяных и газо-
вых скважин и пластов. Гостоптехиздат, 1953.
33.	CoberlyC. J. Hydraulic power applied to oil-well pumping. Dril-
ling and Production practice. API, 1935.
34.	Hydraulic pump. The Oil Weekly, vol. 82, No 3, 1936.
35.	Hydraulic pump covers wide range of field conditions. The Oil a. Gas J.,
vol. 35, No 4, 1936.
36.	MoroneyB. M., Wheeler F. R. Oklahoma City field pumping.
Drilling a. Production Practice, API, 1937.
37.	W a 11 a c e S. A. Hydraulic and plunger-lift pumping in California.
The Petroleum Engeneering, vol. 9, No 1, 1937.
38.	T а у 1 or F. B. Hydraulic pressure actuated bottom hole pumping
unit one of first in Mid—Continent. The Oil Weekly, vol. 87, No 10, 1937.
39.	W i 1 s о n G. Ы. Free pump speeds drilling and seating. The World
Oil, vol. 126, No 9, 1947.
40.	Sneddon R. Free pump latest thing in hydraulics. The Petroleum
Engineer, vol. 18, No 12, 1947.
41.	ShortE. Hydraulic installation and servicing of Oil well pump.
The Oil a. Gas J., vol. 46, No 36, 1948.
42.	David H. Free pumping is first method to utilize full potentiali-
ties of hydraulic drive. The Oil a. Gas J., vol. 46, No 16, 1947.
43.	S h a f f e r R. R. Subsurface hydraulic pump explained to West Te-
xas. J. Petroleum Technology, vol. 2, No 3, 1950.
44.	J о e r s J. C., Gran doneP. and T al i of er ro D. B. Pilot
water flood of Cox and Hamon has unusual layout of equipment. The Oil a.
Gas J., vol. 49, No 10, 1950.
45.	SncddonR. Spraberry poses pumping problem. The Petroleum
Engineer, vol. 24, No 7, 1952.
46.	SncddonR. Free pumping introduces new production practices.
The petroleum Engineer, vol. 22, No 8, 1950.
47.	H i c k s T. G. Pump operation and maintenence, McGraw—Hill Book
Company inc., New York—Toronto—London, 1958.
48.	Shannon W. D.* Pumping installations in ultra—slim easin. The
Petroleum Engineer, vol. 32, No 4, 1960.
49.	The Kobe Hydraulic Oil Well pumping System. The Composite Cata-
log of oil field and pipe line equipment, vol. 2, 1955—1956-
50.	The international nickel company. The World Oil, vol. 143, No 4,
p. 18, 1956.
315
51.	Bottom—Hol Rodless Pump is operated Hydraulicaly. The Petroleum
Engineer, Reference Equipment Annual, vol. 27, No 8, p. В—86, 1955.
52.	General Information Regarding the D feign and Manufacture of Sar-
gent Oil Wei Pumps and Pump Parts. Sargent Engineering Corporation.
53.	Sargent Engineering Corporation. The Oil a. Gas J., vol. 57, No 47,
p. 80, 1959.
54.	'Sargent Engineering Corporation. The Oil a. Gas J-., vol. 54, No 25,
p. 108, 1955.
55.	В J Hydralift. Improoved hydraulic sub-surface pumps for oil well
production. Byron Jackson Tools.
56.	Cameo Fullflow Subsurface Hydraulic Pump.
57.	Johnson—Fagg Subsurface Hydraulic Pump. The Composite Catalog
of oil field and pipe line equipment, vol. 2, 1960—1961.
58.	Oilmaster Multiple Tube Pump. The Oil a. Gas J., vol. 58, No 9, p. 25,
1960.
59.	Pump cavity for rodless pumps. The Oil a. Gas J., Equipment, vol. 5,
No 11, 1959.
60.	H a r d e e P. Waste Heat Treats Oil at Isolated Lease. The Petro-
leum Engineer, vol. 28, No 13, 1956.
61.	StormontD. H. Centralized Treating Plant Pavs Off. The Oil a.
Gas J., vol. 54, No 42, 1956.
62.	Z a b a J. Parafin Important Problem in Hydraulic Pumping. The
Oil a. Gas J., vol. 42, No 49, 1944.
63.	В u c h n e г С. M. Hydraulic Pumping is applied so deep wells an
Golf Coast. The Oil a Gas J., vol. 41, No 7, 1942.
64.	Wells below 9000 ft. pumped by hydraulic method. The Oil a. Gas J.,
vol. 40, No 4, 1941.
65.	A 11 e n H. E., В e a 1 F. M. and CurtisR. C. Pumping deep wells.
The Oil a- Gas J., vol. 49, No 2, 1950.
66.	L 1 о у d F. T. Artificial Lifting of deep wolls in California. Pacific
Coast District S udy Committee on Artificial Lifting of Deep wells. API, 1956,
Drilling and Production Practice, 1955.
67.	Z a b a J. Deep Production Enphasizes value of Rodless Pumping.
The Oil a. Gas J., vol. 42, No 48, 1944.
68.	E a s t m a n H. J. Producing Directionally Drilled wells. The Pet-
roleum Engineer, vol. 25, No 7, 1953.
69.	G a v i г i a W. A. Hydraulic System Solves Galan Pumping Problems.
The Petroleum Engineer, vol. 30, No 2, 1958.
70.	M а к — К у л л о у И. И. Добыча очень тяжелых нефтей в Калифор-
нии. IV Международный нефтяной конгресс, т. Ill, Гостоптехпздат, 1956.
71.	Stormont D. Н. Haw to keep a «buttery» crude muving. The Oil a.
Gas J., vol. 54, No 24, 1955.
72-	S t о r m о n t D. H. These six hydraulic pumping systems will meet
almost any dual—zone problem. The Oil a. Gas J., vol. 54, No 30, 1955.
73.	H о г t о n T. E. Hydraulically Pumping Dual Completions. The World
Oil, vol. 135, No 5, 1952.
74.	С о x D. Hydraulic Pumping Cost Data Capacities Ranging From 174
to 3190 Barrels per Day. The Ou a. Gas J., vol. 39, No 21, 1940.
75.	S t u e v c W. H. Electric Power Required for Pumping Oil wells.
The Petroleum Engineer, vol. 8, No 13, 1937.
76.	Kobe Free Type Pumping. The Oil a. Gas J., vol. 54, No 24, p. 133,
1955-
77.	A 1 b r i g h t J. C. Signal Treats Hydraulic Oil. The Petroleum Engi-
neer, vol. 23, No 7, 1951.
78.	Weber G. East Texas makes progress in hydraulic oil well pumping.
The Oil a. Gas J., vol. 40, No 14, 1941.
79.	W i 1 s о n G. M. Hydraulic pumping system in lease re—equipping
program. The World Oil, vol. 127, No 8, 1947.
80.	ZabaJ. Factors affecting design on hydraulic pumping systems.
The Oil a. Gas J., vol. 42, No 52, 1944.
316
81.	This week’s showcase features... The Oil a. Gas J., vol. 58, No 16,
4960.
82.	Б а ш т a T. M. Дроссельное регулирование расхода жидкости. Ве-
стник машиностроения, 1956, № 5.
83.	Б а шт а Т. М. Гидравлические следящие приводы. Машгиз, 1960.
84.	Ермаков В. В. Основы расчета гидропривода. Машгиз, 1951.
85.	3 а й ч е н к о И. 3. развитие гидропередач в станкостроении. Станки
и инструмент, № 4, 1952.
86.	ФезандьеЖ. Гидравлические механизмы (перевод с француз-
ского). Оборонгиз, 1960.
87.	X а й м о в и ч Е. М. Гидроприводы и гидроавтоматика станков. Маш-
гиз, 1959.
88.	ХохловВ. А. Мощность и к. п. д. гидравлических исполнительных
механизмов с дроссельным золотниковым управлением. Автоматика и теле-
механика, т. XVI, № 6, 1955.
89.	Ш и щ е и к о Р. И. Анализ* работы бесштанговых насосов. Нефтя-
ное хозяйство, 1937, №11.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Введение .....	....	............ 3
Глава I. Погружные гидропоршневые насосные агрегаты и теоретиче-
ские основы их работы........................................
§ 1.	Принцип действия и схемы установок погружных поршне-
вых бесштанговых насосов с гидравлическим приводом
§ 2.	Рабочая жидкость .................................
§ 3.	Схемы гидропорпшевых насосных агрегатов............
Агрегат дифференциального действия...................
Агрегат дифференциального действия с механическим пере-
ключением вспомогательного золотника .	..........
Агрегат двойного действия............................
§ 4.	Область и перспективы применения ..................
§ 5.	Вопросы конструирования ...........................
Уплотнения элементов конструкции....................
[Целевые уплотнения .............................
Манжетные уплотнения .............................
Уплотнение соединений резиновыми кольцами круглого
сечения.......................................
Уплотнение неподвижных соединений ............  -
Конструктивные приемы уменьшения влияния несоосности
соединяемых деталей на работу агрегатов.............
Предохранение резьбовых соединений от саморазвинчивапия
Конструкции некоторых узлов..........................
Конструкции колонн насосных труб.....................
Пакеры ..............................................
§ 6.	Основы теорпп и, расчет ...........................
Давление рабочей жидкости .........................
Расход рабочей жидкости ...........................
Подача погружного ^агрегата .........................
Мощность и коэффициент полезного действия............
Гидравлические сопротивления ........................
Течение жидкости в кольцевых щелевых уплотнениях н объем-
ные потерн .........................................
Регулирование скорости и реверсирование хода поршня дви-
гателя .............................................
Расчет на прочность двух концентрично подвешенных ко-
лонн насосных труб .................................
§ 7.	Экспериментальное исследование гидропоршневых насос-
ных агрегатов а........................................
9
25
33
38
40
44
60
66
70
77
80
82
84
85
100
102
105
107
113
114
116
119
124
128
135
139
318
Стр.
Глава II* Наземная часть гидропоршневых насосных установок . .	155
§1.	Условия работы и схемы наземной части установок ....	—
Схема индивидуальной установки ........................ —
Схема групповой установни ............................   156
Схема установки с индивидуальным гидроприводом и общими
очистными устройствами............................... 159
Схема установки с замкнутой циркуляцией рабочей мщдкости 160
§ 2.	Наземные силовые агрегаты .......................  161
§3.	Контрольно-регулирующая аппаратура ........	168
§ 4.	Обвязка установки...............................   182
§ 5.	Устройства для подготовки рабочей жидкости........ 185

Глава III. Монтаж и эксплуатация'установок .................... 191
§ 1.	Выбор скважин и подготовка к их эксплуатации.......... —
§ 2.	Монтаж оборудования................................. 194
§ 3.	Спуск насосных труб и пакера........................ 197
14.	Наладка и пуск ....................................  202
§ 5.	Регулирование подачи погружного агрегата ...... 206
§ 6. Эксплуатация установок в условиях Бакинского нефтяного
района.................................................... 211
Особенности Бакинского нефтяного района и характеристики
скважин .............................................     —
Описание групповой установки .......................... 213
Контроль параметров ..................................   219
Контроль за качеством рабочей жидкости................. 221
Обслуживание установки ................................ 223
Время работы погружных агрегатов между подъемами, при-
чины подъемов и замена агрегатов................ 224
Режим работы погружных агрегатов в скважинах различ-
ной глубины . .................................. 230
Эксплуатация обводненных скважин ..................... 231
Борьба с вредным влиянием газа.......................... —
Изменение характеристик скважин......................  232
Причины и особенности подземных ремонтов . ............. —
Техническая документация ............................. 235
Транспортирование и хранение агрегатов................ 236
О технике безопасности ............................... 237
§ 7.	Эксплуатация установок на нефтяных промыслах Башкирии	—
Особенности восточных нефтяных районов Советского Союза
и характеристики скважин.......................... —
Ицдиввдуальвые установки............................ .	239
Контроль параметров .........	.......	240
Обслуживание установок ............................... 241
Межподъемный период работы погружных агрегатов . . .	242
Условия и режим работы погружных агрегатов............ 243
Борьба с отложениями парафина......................... 245
Изменение характеристик сквджин ...................... 246
Эксплуатация искривленных скважин ..........	247
Причины и особепности подземных ремонтов................ —
§ 8.	Возможные осложнения в работе установок, причины их н
способы устранения.......................................248
§ 9.	Технико-экономические показатели применения гидропорш-
невых насосных установок  .............................. 256
Глава IV. Гидропоршневые насосные агрегаты за рубежом .....	250
§ 1.	Производство и области применения гидропоршневых на-
сосных агрегатов в США ................................. —
Й1И
§ 2.	Схемы, конструкции и параметры гидропоршневых насос-
ных агрегатов и оборудования скважин, выпускаемых
в США ..........................................    *.	• 261
Гидропоршневые па соевые агрегаты Кобе.................. —
Гидропоршневые насосные агрегаты Сарджент............. 266
Гидропоршневые насосные агрегаты Байрон Джексон . . .	272
Гидропоршневые насоспые агрегаты	Камко ............. 275
Гидропоршневые насосные агрегаты	Джонсон-Фаг ....	279
Гидропоршневые насосные агрегаты	Оплмастер ........... —
Оборудование скважин.................................... —
Вспомогательное погружное оборудование для- агрегатов
свободного типа ..................................... 284
§ 3.	Состав и наземное оборудование гидропоршневых насосных
установок, применяемых	в	США..................... 285
Состав установок ....................................... —
Силовые агрегаты	.............................. 287
Станция управления	групповой	установкой.............. 290
§ 4.	Способы подготовки рабочей жидкости, применяемые в
США..................................................... 292
§ 5.	Некоторые данные эксплуатации н технико-экономические
kxj показатели работы установок в США и Колумбии . . .	295
Эксплуатация глубоких скважин......................... 298
Эксплуатация наклоипо-направлешпях скважпп............ 301
Эксплуатация скважпп, дающих тяжелую нефть...........	305
Г	Раздельная эксплуатация двух горизонтов в одной скважине 306
Некоторые экономические показатели ...	  312
Литература.................................................... 314
Александр Степанович Казак
Погружные поршневые бесштанговые насосы с гидроприводом
Ведущий редактор Е. А. Петрова
Технический редактор И. М. Сафронова
Корректоры: Н. Л. Демиденко и Л. С. Павлова
Сдано в пабор 4/IX 1961 г. Подписано к печати 9/XI 1961 г.
Формат бумаги 60x90i/ie. Печ. л. 20. Уел. л. 20. Уч.-ивд. л. 21»43. Тирши 2000 зкв.
Индекс 13—4—3. М-32308.
Гостоптехивдат. Ленинградское отделение. Ленинград, ул. Ломоносова» 22.
Издательский № 372. Заказ № 799-
Типография «Красный Печатник». Ленинград» Московский проспект, 01.
Цена 1 р. 22 к.